Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Черномортранснефть" по объектам ЗАО "Морской портовый сервис"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1915 п. 28 от 01.12.2014
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 «Черномортранснефть» по объектам ЗАО «Морской портовый сервис» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;

- периодический (1 раз в 30 минут) и /или по запросу автоматический сбор результатов измерений о приращениях электрической энергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;

- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

- автоматическое ведение системы обеспечения единого времени (СОЕВ), с помощью которой осуществляется введение поправки часов относительно координированной шкалы времени UTC в АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 -й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ); измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счётчики электрической энергии.

2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий контроллер сетевой индустриальный, устройство синхронизации времени и автоматизированные рабочие места (АРМ) диспетчеров.

3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), реализованный на основе сервера с программным обеспечением ПК «Энергосфера», сервер синхронизации времени.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электрической энергии, с помощью которого производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной электрической мощности. На основании средних значений электрической мощности измеряются приращения электрической энергии за интервалы времени 30 мин.

Цифровые сигналы с выходов счетчиков поступают на второй уровень АИИС КУЭ -в контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70, с помощью которого происходит хранение, накопление, подготовка и передача данных на третий уровень АИИС КУЭ - в сервер с ПК «Энергосфера», с помощью которого осуществляются вычисление электрической энергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, архивирование и передача данных с использованием средств электронной цифровой подписи в заинтересованные организации, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» РДУ.

АИИС КУЭ оснащена СОЕВ, предусматривающей поддержание единого времени на всех уровнях АИИС КУЭ (счетчики, контроллер сетевой индустриальный, сервер). Синхронизация в ИВК АИИС КУЭ с шкалой координированного времени UTC обеспечивается с помощью сервера синхронизации времени ССВ-1Г, который формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную отметку координированного времени UTC, полученного по сигналам спутниковых навигационных систем ГЛОНАСС/GPS, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика.

Устройство синхронизации времени УСВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 и счетчиков. Коррекция часов контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 от устройства синхронизации времени УСВ-2 проводится ежесекундно. Часы счетчиков синхронизируются от часов контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 с периодичностью 1 раз в 30 минут. Коррекция часов счетчиков проводится при их расхождении с часами контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 более чем на ± 1 с, но не чаще одного раза в сутки. В итоге расхождение часов любого компонента АИИС КУЭ с шкалой координированного времени UTC не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):

- периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений с заданной дискретностью учета (30 минут);

- автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;

- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных;

- автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям получателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, графиков с возможностью получения печатной копии;

- использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов измерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ (КО));

- конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспечения;

- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;

- сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;

- передача данных по присоединениям в сервера ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» РДУ и другим субъектам ОРЭ, заинтересованным в получении результатов измерений;

- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ.

Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- обработка результатов измерений;

- автоматическая синхронизация времени.

И дентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3-4, нормированы с учетом ПО.

У ровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий»

в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4, 5.

аблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Канал измерений

Средства измерений

Номер ИК

Наименование присоединения

Вид

Фаза

Обозначение

Регистрацион ный № в Федеральном информацион ном фонде

Класс точност и

Коэффициент трансформации

1

2

3

4

5

6

7

8

1 уровень - ИИК

1

ПК «Шесхарис» площадка «Г рушовая» ТП-12 ЗРУ-6 кВ ф-4

ТТ

A

ТЛК-10-5

9143-01

0,5

150/5

B

-

C

ТЛК-10-5

ТН

A

B

C

НАМИТ-10-1

16687-02

0,5

6000/100

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

_

1

2

3

4

5

6

7

8

2

ПК «Шесхарис» площадка «Грушовая» ТП-12 ЗРУ-6 кВ ф-12

ТТ

A

ТЛК-10-5

9143-01

0,5

150/5

B

-

C

ТЛК-10-5

ТН

A

B

C

НАМИТ-10-1

16687-02

0,5

6000/100

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

_

3

ПК «Шесхарис» площадка «Грушовая» ТП-12 ЗРУ-6 кВ ф-13

ТТ

A

ТЛК-10-5

9143-01

0,5

100/5

B

-

C

ТЛК-10-5

ТН

A

B

C

НАМИТ-10-1

16687-02

0,5

6000/100

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

_

4

ПК «Шесхарис» площадка «Грушовая» ТП-12 ЗРУ-6 кВ ф-31

ТТ

A

ТЛК-10-5

9143-01

0,5

150/5

B

-

C

ТЛК-10-5

ТН

A

ЗНОЛ.06

3344-04

0,5

6000/100

B

ЗНОЛ.06

C

ЗНОЛ.06

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

_

5

ПК «Шесхарис» площадка «Грушовая» ТП-12 ЗРУ-6 кВ ф-29

ТТ

A

ТЛК-10-5

9143-01

0,5

150/5

B

-

C

ТЛК-10-5

ТН

A

ЗНОЛ.06

3344-04

0,5

6000/100

B

ЗНОЛ.06

C

ЗНОЛ.06

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

_

6

ПК «Шесхарис» площадка «Грушовая» ТП-20 ЗРУ-6 кВ ф-11

ТТ

A

ТОЛ-10-I

15128-01

0,5

200/5

B

-

C

ТОЛ-10-I

ТН

A

B

C

НАМИТ-10-2

16687-02

0,5

6000/100

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

_

7

ПК «Шесхарис» площадка «Грушовая» ТП-20 ЗРУ-6 кВ ф-24

ТТ

A

ТОЛ-10-I

15128-01

0,5

75/5

B

-

C

ТОЛ-10-I

ТН

A

B

C

НАМИТ-10-2

16687-02

0,5

6000/100

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

_

1

2

3

4

5

6

7

8

8

ПК «Шесхарис» площадка «Г рушовая» ТП-24 ЗРУ-6 кВ ф-2

ТТ

A

ТЛК-10-6

9143-01

0,5

75/5

B

ТЛК-10-6

C

ТЛК-10-6

ТН

A

B

C

НАМИТ-10-2

16687-02

0,5

6000/100

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

_

9

ПК «Шесхарис» площадка «Г рушовая» ТП-24 ЗРУ-6 кВ ф-4

ТТ

A

ТЛК-10-6

9143-01

0,5

75/5

B

ТЛК-10-6

C

ТЛК-10-6

ТН

A

B

C

НАМИТ-10-2

16687-02

0,5

6000/100

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

_

10

ПК «Шесхарис» площадка «Г рушовая» ТП-24 ЗРУ-6 кВ ф-8

ТТ

A

ТЛК-10-6

9143-01

0,5

75/5

B

ТЛК-10-6

C

ТЛК-10-6

ТН

A

B

C

НАМИТ-10-2

16687-02

0,5

6000/100

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

_

11

ПК «Шесхарис» площадка «Г рушовая» ТП-24 ЗРУ-6 кВ ф-9

ТТ

A

ТЛК-10-6

9143-01

0,5

75/5

B

ТЛК-10-6

C

ТЛК-10-6

ТН

A

B

C

НАМИТ-10-2

16687-02

0,5

6000/100

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

_

12

ПК «Шесхарис» площадка «Г рушовая» ТП-24 ЗРУ-6 кВ ф-27

ТТ

A

ТЛК-10-6

9143-01

0,5

75/5

B

ТЛК-10-6

C

ТЛК-10-6

ТН

A

B

C

НАМИТ-10-2

16687-02

0,5

6000/100

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

_

13

ПК «Шесхарис» площадка «Г рушовая» ТП-24 ЗРУ-6 кВ ф-28

ТТ

A

ТЛК-10-6

9143-01

0,5

100/5

B

ТЛК-10-6

C

ТЛК-10-6

ТН

A

B

C

НАМИТ-10-2

16687-02

0,5

6000/100

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

_

1

2

3

4

5

6

7

8

14

ПК «Шесхарис» площадка «Г рушовая» ТП-24 ЗРУ-6 кВ ф-31

ТТ

A

ТЛК-10-6

9143-01

0,5

75/5

B

ТЛК-10-6

C

ТЛК-10-6

ТН

A

B

C

НАМИТ-10-2

16687-02

0,5

6000/100

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

_

15

ПК «Шесхарис» площадка «Г рушовая» ТП-24 ЗРУ-6 кВ ф-34

ТТ

A

ТЛК-10-6

9143-01

0,5

75/5

B

ТЛК-10-6

C

ТЛК-10-6

ТН

A

B

C

НАМИТ-10-2

16687-02

0,5

6000/100

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

_

2 уровень - ИВКЭ

Контроллер сетевой индустриальный

СИКОН С70

28822-05

_

_

Устройство синхронизаци и времени

УСВ-2

41681-10

3 уровень - ИВК

Сервер синхронизаци и времени

ССВ-1Г

39485-08

_

_

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная электрическая энергия и средняя мощность)______________________________________________________________________

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Границы допускаемой относительной погрешности с доверительной вероятностью 0,95, %

В нормальных условиях эксплуатации

В рабочих условиях эксплуатации

cos ф = 1,0

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 1,0

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1 - 15

0,051н < I < 0,21н

±1,8

±2,9

±5,4

±1,9

±2,9

±5,5

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

0,21н < I < 1н

±1,1

±1,6

±2,9

±1,2

±1,7

±3,0

Сч 0,2S)

1н< I< 1,21н

±0,9

±1,2

±2,2

±1,0

±1,4

±2,3

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая энергия и средняя мощность)

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Г раницы допускаемой относительной погрешности с доверительной вероятностью 0,95, %

В нормальных условиях эксплуатации

В рабочих условиях эксплуатации

cos ф = 0,8 sin ф = 0,6

cos ф = 0,5 sin ф = 0,87

cos ф = 0,8 sin ф = 0,6

cos ф = 0,5 sin ф = 0,87

1 - 15

0,051н < I < 0,21н

±4,4

±2,5

±4,6

±2,8

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

0,21н < I < 1н

±2,4

±1,5

±2,8

±1,9

Сч 0,5)

1н< I< 1,21н

±1,9

±1,2

±2,3

±1,7

Таблица 5 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

15

Нормальные условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, В

- частота, Гц

- температура окружающего воздуха:

- ТТ и ТН, °С

- счетчиков, ° С

- относительная влажность воздуха, %

- атмосферное давление, мм рт.ст. (кПа)

от 215,6 до 224,4 от 49,5 до 50,5

от -40 до +50 от +21 до +25 от 65 до 75 от 720 до 780 (от 96 до 104)

Условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- частота, Гц

- температура окружающего воздуха, °С для счетчиков электрической энергии:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- частота, Гц

- индукция внешнего магнитного поля, мТл

- температура окружающего воздуха, °С

от 0,9 до 1,1 от 49,5 до 50,5 от -40 до +50

от 0,9 до 1,1 от 49,5 до 50,5 от 0,05 до 0,5 от +10 до +35

Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается

пломбированием:

- счетчика электрической энергии;

- промежуточных клеммников вторичных цепей;

- испытательной коробки;

- сервера.

Защита информации на программном уровне обеспечивается:

- установкой пароля на счетчик;

- установкой паролей на сервер, предусматривающих разграничение прав доступа к результатам измерений для различных групп пользователей;

- возможностью применения электронной цифровой подписи при передаче результатов измерений.

3нак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТЛК-10-5

10

Трансформатор тока

ТЛК-10-6

24

Трансформатор тока

ТОЛ-10-I

4

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-1

1

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2

4

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06

3

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

15

Контроллер сетевой индустриальный

СИКОН С70

1

Сервер синхронизации времени

ССВ-1Г

2

Сервер с ПК «Энергосфера»

-

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

1

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Формуляр

ИЦЭ 2014РД-14.03 ЭСУ.ФО

1

Методика поверки

МП 59244-14 с изменением № 1

1

Поверка

осуществляется по документу МП 59244-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Черномортранснефть» по объектам ЗАО «Морской портовый сервис». Методика поверки с изменением № 1», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 04 октября 2018 г.

Основные средства поверки:

- мультиметр «Ресурс-ПЭ» (регистрационный номер 33750-07 в Федеральном информационном фонде);

- радиочасы РЧ-011/2  (регистрационный номер 35682-07 в Федеральном

информационном фонде);

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- ТН - по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по документу: Руководство по эксплуатации. Часть 2.

Методика поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г;

- СИКОН С70 - по документу: ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденному ВНИИМС в 2005 г.;

- ССВ-1Г - по документу: ЛЖАР.468150.003-08 МП «Источники частоты и времени /серверы синхронизации времени ССВ-1 Г. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;

- УСВ-2 - по документу: ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Черномортранснефть» по ПК «Шесхарис» площадке «Грушовая» (АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Черномортранснефть» по ПК «Шесхарис» плошадке «Грушовая»). ВЛСТ 918.07.000 МИ», регистрационный номер ФР.1.34.2014.17806 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, аттестованном ЗАО «Инженерно-техническая фирма «Системы и технологии» 09 июня 2014 г.

Нормативные документы

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

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения

Развернуть полное описание