Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Черномортранснефть" по ПК "Шесхарис" площадка "Шесхарис". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

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.

Развернуть полное описание