Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Черномортранснефть" по ПК "Шесхарис" площадка "Шесхарис"
- ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:58494-14
- 22.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Черномортранснефть" по ПК "Шесхарис" площадка "Шесхарис"
Основные | |
Тип | |
Год регистрации | 2014 |
Дата протокола | Приказ 1377 п. 65 от 25.09.2014 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Срок действия сертификата | .. |
Страна-производитель | Россия |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Черномортранснефть» по ПК «Шесхарис» площадка «Шесхарис» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206, ГОСТ Р 52323 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035, ГОСТ Р 52425 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИ-ИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-2.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы точного времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные 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 преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, 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.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе ОАО «АТС», ОАО «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 с использованием ЭЦП 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» (номер в Госреест-ре № 54083-13).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г (Госре-естр СИ № 39485-08), входящими в состав ЦСОД. 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. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК.
Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем обеспечивается подключенным к нему устройством синхронизации времени УСВ-2. Сличение часов УСПД с УСВ-2 производится 1 раз в 30 минут, коррекция часов УСПД с временем УСВ-2 проводится независимо от величины расхождения времени.
Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.
Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера» версии 7.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. 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 ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование программного обеспечения | Идентиф икацион-ное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПК «Энергосфера» 7.0 | Библиотека pso_metr.dll | 1.1.1.1 | CBEB6F6CA69318BED 976E08A2BB7814B | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК | Наименование точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | ||||
ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Сервер | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
1 | ПС «Пенайская» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 25 | ТПЛ-10 200/5 Кл.т. 0,5 А: Зав. № 4943 С: Зав. № 55237 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 2039 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807090958 | СИКОН С70 Зав. № 07101 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
2 | ПС «Пенайская» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 8 | ТПЛ-10 200/5 Кл.т. 0,5 А: Зав. № 53232 С: Зав. № 4645 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 6775 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807090909 | СИКОН С70 Зав. № 07101 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
3 | Площадка «Шесхарис», ПС 35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ | ТОЛ 35Б 100/5 Кл.т. 0,5 А: Зав. № 386 С: Зав. № 353 | ЗНОМ-35-65 35000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5 А: Зав. № 1488014 В: Зав. № 1488016 С: Зав. № 1488015 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0103067146 | СИКОН С70 Зав. № 07101 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
4 | Площадка «Шесхарис», ПС 35/6 кВ, КРУ-6 кВ, яч. 16, БТОФ | ТЛО-10 150/5 Кл.т. 0,5S А: Зав. № 6964 В: Зав. № 1334 С: Зав. № 6961 | НАМИТ-10 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 0282 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108052166 | СИКОН С70 Зав. № 07101 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
5 | Площадка «Шесхарис», ПС 35/6 кВ, КРУ-6 кВ, яч. 17, НГЭС | ТЛО-10 200/5 Кл.т. 0,5S А: Зав. № 4993 В: Зав. № 1155 С: Зав. № 5005 | НАМИТ-10 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 0282 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0103066185 | СИКОН С70 Зав. № 07101 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
6 | Площадка «Шесхарис», ТП-4, ЗРУ-6 кВ, яч. 15 | ТЛО-10 300/5 Кл.т. 0,5S А: Зав. № 7710 В: Зав. № 7687 С: Зав. № 4911 | ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5 А: Зав. № 6894 В: Зав. № 6840 С: Зав. № 6837 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108059216 | СИКОН С70 Зав. № 07101 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
7 | Площадка «Шесхарис», ТП-4, ЗРУ-6 кВ, яч. 16, пож. насос НМТП (транзит) | ТЛО-10 400/5 Кл.т. 0,5S А: Зав. № 7987 В: Зав. № 8070 С: Зав. № 8069 | ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5 А: Зав. № 6894 В: Зав. № 6840 С: Зав. № 6837 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109052213 | СИКОН С70 Зав. № 07101 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
8 | Площадка «Шесхарис», ТП-4, ЗРУ-6 кВ, яч. 19 (транзит) | ТЛО-10 150/5 Кл.т. 0,5S А: Зав. № 6963 В: Зав. № 6965 С: Зав. № 6969 | ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5 А: Зав. № 6894 В: Зав. № 6840 С: Зав. № 6837 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108063207 | СИКОН С70 Зав. № 07101 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
9 | Площадка «Шесхарис», ТП-8, ЗРУ-6 кВ, яч. 4, ввод 3 | ТЛО-10 400/5 Кл.т. 0,5S А: Зав. № 12217 В: Зав. № 12233 С: Зав. № 6972 | НАМИ-10 6000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 603 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0103066186 | СИКОН С70 Зав. № 07101 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
Окончание таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
10 | Площадка «Шесхарис», ТП-8, ЗРУ-6 кВ, Т-1 6/0,4 кВ, яч. 5 | ТОП-0,66 100/5 Кл.т. 0,5S А: Зав. № 0008775 В: Зав. № 0008782 С: Зав. № 0008776 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 04051807 | СИКОН С70 Зав. № 07101 | HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 | активная реактивная |
11 | Площадка «Шесхарис», ТП-8, РУ-0,4 кВ, яч. 14, жилой дом № 1 (транзит) | ТШП-0,66 300/5 Кл.т. 0,5S А: Зав. № 0013107 В: Зав. № 0013078 С: Зав. № 0011972 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 03050833 | СИКОН С70 Зав. № 07101 | HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 | активная реактивная |
12 | Площадка «Шесхарис», ТП-8, РУ-0,4 кВ, яч. 26, общежитие (транзит) | ТОП-0,66 200/5 Кл.т. 0,5S А: Зав. № 13789 В: Зав. № 10376 С: Зав. № 12505 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 04052429 | СИКОН С70 Зав. № 07101 | HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 | активная реактивная |
13 | Площадка «Шесхарис», ТП-8, РУ-0,4 кВ, яч. 40, жилой дом СТН (транзит) | ТШП-0,66 Коэфф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5S А: Зав. № 56179 В: Зав. № 0013073 С: Зав. № 0013080 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 04052563 | СИКОН С70 Зав. № 07101 | HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 | активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
Основная погрешность, (± а), % | Погрешность в рабочих условиях, ( ± 5 ), % | ||||||
cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||
1, 2 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5 S) | Ihi<Ii<1,2Ihi | 1,2 | 1,4 | 2,3 | 2,2 | 2,4 | 3,0 |
0,2Ih1<I1<Ih1 | 1,5 | 1,8 | 3,0 | 2,4 | 2,6 | 3,6 | |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 | 2,6 | 3,0 | 5,5 | 3,0 | 3,5 | 5,8 | |
3 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,4 | 1,6 | 2,4 |
0,2Ih1<I1<Ih1 | 1,4 | 1,7 | 3,0 | 1,6 | 1,9 | 3,1 | |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 | 2,5 | 2,9 | 5,5 | 2,6 | 3,0 | 5,5 | |
4, 5, 6, 7, 8 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,4 | 1,6 | 2,4 |
0,2Ih1<I1<Ih1 | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,4 | 1,6 | 2,4 | |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 | 1,5 | 1,7 | 3,0 | 1,6 | 1,9 | 3,1 | |
0,02Ih1<I1<0,05Ih1 | 2,5 | 2,9 | 5,5 | 2,5 | 3,1 | 5,5 | |
9 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 1,0 | 1,1 | 2,0 | 1,3 | 1,4 | 2,1 |
0,2Ih1<I1<Ih1 | 1,0 | 1,1 | 2,0 | 1,3 | 1,4 | 2,1 | |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 | 1,3 | 1,5 | 2,8 | 1,5 | 1,7 | 2,9 | |
0,02Ih1<I1<0,05Ih1 | 2,5 | 2,9 | 5,4 | 2,5 | 3,0 | 5,4 | |
10, 11, 12, 13 (ТТ 0,5S; Сч 0,2S) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 0,9 | 1,0 | 1,8 | 1,2 | 1,3 | 2,0 |
0,2Ih1<I1<Ih1 | 0,9 | 1,0 | 1,8 | 1,2 | 1,3 | 2,0 | |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 | 1,3 | 1,5 | 2,7 | 1,5 | 1,7 | 2,8 | |
0,02Ih1<I1<0,05Ih1 | 2,4 | 2,8 | 5,3 | 2,5 | 2,9 | 5,4 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
Основная погрешность, (± 5), % | Погрешность в рабочих условиях, ( ± 5 ), % | ||||||
cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
1, 2 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 2,8 | 2,1 | 1,6 | 4,6 | 4,2 | 3,9 |
0,2Ih1<I1<Ih1 | 3,6 | 2,6 | 1,8 | 5,1 | 4,5 | 4,0 | |
0,05Ihi<Ii<0,2Ihi | 6,5 | 4,6 | 2,8 | 7,4 | 5,8 | 4,5 | |
3 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 2,6 | 1,9 | 1,3 | 2,8 | 2,1 | 1,6 |
0,2Ih1<I1<Ih1 | 3,5 | 2,5 | 1,5 | 3,7 | 2,7 | 1,8 | |
0,05Ihi<Ii<0,2Ihi | 6,5 | 4,4 | 2,6 | 6,7 | 4,7 | 2,9 | |
4, 5, 6, 7, 8 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 2,6 | 1,9 | 1,3 | 2,8 | 2,1 | 1,6 |
0,2Ih1<I1<Ih1 | 2,7 | 1,9 | 1,3 | 2,9 | 2,2 | 1,6 | |
0,05Ihi<Ii<0,2Ihi | 3,6 | 2,6 | 1,6 | 4,1 | 3,0 | 2,1 | |
0,02Ih1<I1<0,05Ih1 | 6,7 | 4,6 | 2,8 | 7,4 | 5,3 | 3,4 |
Окончание таблицы 4
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
9 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,5) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 2,3 | 1,7 | 1,1 | 2,5 | 1,9 | 1,5 |
0,2Ih1<I1<Ih1 | 2,3 | 1,7 | 1,1 | 2,6 | 2,0 | 1,5 | |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 | 3,4 | 2,4 | 1,5 | 3,9 | 2,9 | 2,0 | |
0,02Ih1<I1<0,05Ih1 | 6,6 | 4,5 | 2,7 | 7,3 | 5,2 | 3,3 | |
10, 11, 12, 13 (ТТ 0,5S; Сч 0,5) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 2,2 | 1,6 | 1,0 | 2,4 | 1,8 | 1,4 |
0,2Ih1<I1<Ih1 | 2,2 | 1,6 | 1,0 | 2,5 | 1,9 | 1,4 | |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 | 3,3 | 2,3 | 1,5 | 3,8 | 2,8 | 2,0 | |
0,02Ih1<I1<0,05Ih1 | 6,5 | 4,5 | 2,7 | 7,2 | 5,2 | 3,3 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Uh; диапазон силы тока (0,02
(0,05) - 1,2) Ih, частота (50+0,15) Гц; коэффициент мощности cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
- ТТ и ТН от минус 40 °С до плюс 35 °С;
- счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;
- УСПД от плюс 15 °С до плюс 25 °С;
- ИВК от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4 Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) UH1; диа
пазон силы первичного тока (0,01 (0,05) - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9 (sm9) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 + 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 35 до плюс 35 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9 (sm9) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 + 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха: температура окружающего воздуха от
минус 40 °C до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
5 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 5 °С до плюс 35 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Черномортранснефть» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03.08 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- ССВ-1Г - среднее время наработки на отказ не менее Т= 15000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8- среднее время наработки
на отказ не менее TG6=261163, Тоеп8=264599 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни
ка бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере
даваться 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 УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -
не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Черномортранснефть» по ПК «Шесхарис» площадка «Шесхарис» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-
щие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Тип | № Г осреестра | Количество, шт. |
Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 1276-59 | 4 |
Трансформатор тока | ТОЛ 35Б | 21256-01 | 2 |
Трансформатор тока | ТЛО-10 | 25433-03 | 18 |
Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 15174-01 | 6 |
Трансформатор тока | ТШП-0,66 | 15173-01 | 6 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2611-70 | 2 |
Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 912-70 | 3 |
Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 16687-97 | 1 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 3344-04 | 3 |
Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 11094-87 | 1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03.08 | 27524-04 | 4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 7 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 2 |
Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 28822-05 | 1 |
У стройство синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-10 | 1 |
Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 39485-08 | 2 |
Сервер с программным обеспечением | ПК «Энергосфера» | - | 1 |
Методика поверки | - | - | 1 |
Формуляр | - | - | 1 |
Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 58494-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Черномортранснефть» по ПК «Шесхарис» площадка «Шесхарис». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато
ры тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс
форматоры напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без от
ключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счетчик электрической энергии много
функциональный СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии мно
гофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;
- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН
С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 году;
- УСВ-2 - по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика
поверки ВЛСТ. 237.00.001 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2010 г.;
- ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени / серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденному ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис
темы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи
ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от
минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 % до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Черномортранснефть» по ПК «Шесхарис» площадка «Шесхарис» (АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Черномортранснефть» по ПК «Шесхарис» площадка «Шесхарис»)», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные документы
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.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.