Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Уралсибнефтепровод" по объекту ЛПДС "Калтасы"
- ООО НПЦ "УралЭнергоРесурс", г.Уфа
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:57200-14
- 21.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Уралсибнефтепровод" по объекту ЛПДС "Калтасы"
| Основные | |
| Тип | |
| Год регистрации | 2014 |
| Дата протокола | Приказ 502 п. 02 от 18.04.2014 |
| 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 «Уралсибнефтепровод» по объекту ЛПДС «Калтасы» (далее по тексту - 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 распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) по и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-5.
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), сервер 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 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.
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 и 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 использванием 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" (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений №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, (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений № 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/GPS, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК.
Устройство синхронизации времени УСВ-2, входящее в состав ИВКЭ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД и счетчиков. УСВ-2 синхронизирует собственное системное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Коррекция часов УСПД проводится вне зависимости от величины расхождения часов УСПД и времени приемника. Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется с периодичностью 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.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД 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 программный комплекс (ПК) «Энергосфера» версии не ниже 8.0, 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 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование программного обеспечения | ПК «Энерго-сфера» |
| Идентификационное наименование ПО | Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB 7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-5.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | ||||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Сервер | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| ЛПДС «Калтасы» | |||||||
| 1 | ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 «Кутерем», яч. №2, Ввод №1 | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Рег. № 25433-03 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 2882205 | HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 | активная реактивная |
| 2 | ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 «Кутерем», яч. №17, Ввод №2 | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Рег. № 25433-03 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 2882205 | HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 | активная реактивная |
| 3 | ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 «Кутерем», ЩСН-0,4 кВ, ТСН-1,2 | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 150/5 Рег. № 15174-06 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 2882205 | HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 | активная реактивная |
| 4 | ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 «Кутерем», яч. №6, ф. 35-06 «Больница» | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 25433-03 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 2882205 | HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 | активная реактивная |
| 5 | ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 «Кутерем», яч. №14, ф. 35-14 «Больница» | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 150/5 Рег. № 25433-03 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 2882205 | HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 6 | ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 «Кутерем», яч. №13, ф. 35-13 «Сельхоз» | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 150/5 Рег. № 25433-03 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 2882205 | HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 | активная реактивная |
| 7 | ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 «Кутерем», яч. №21, ф. 35-21 «Сельхоз» | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 150/5 Рег. № 25433-03 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 2882205 | HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 | активная реактивная |
| 8 | ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 «Кутерем», яч. №23, ф. 35-23 «Сельхоз» | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 150/5 Рег. № 25433-03 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 2882205 | HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 | активная реактивная |
| 9 | ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 «Кутерем», яч. №27, ф. 35-27 «Сельхоз» | ТЛО-10; ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 150/5 Рег. № 25433-03 Рег. № 32139-11 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 2882205 | HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 | активная реактивная |
| 10 | ЩСН-0,4 кВ Насосная №3, ф. «Минипекарня» | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 150/5 Рег. № 15174-06 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 2882205 | HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 | активная реактивная |
| 11 | ЩСН-0,4 кВ Насосная №3, ф. «Фекальная насосная» | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 15174-06 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 2882205 | HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 | активная реактивная |
| 12 | ЩСН-0,4 кВ ТП «Котельная», ф.СП Центральная | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S 600/5 Рег. № 15173-06 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 2882205 | HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 13 | ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 «Кутерем», яч. №5, ф. 35-05 «Лукойл-транс» | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 50/5 Рег. № 51623-12 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | СИКОН С70 Рег. № 2882205 | HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 | активная реактивная |
| 14 | ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 «Кутерем», яч. №22, ф. 35-22 «Белкамнефть» | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 51623-12 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | СИКОН С70 Рег. № 2882205 | HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 | активная реактивная |
| 15 | ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 «Кутерем», яч. №28, ф. 35-28 «Белкамнефть» | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 50/5 Рег. № 51623-12 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | СИКОН С70 Рег. № 2882205 | HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 | активная реактивная |
| 16 | ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 «Кутерем», яч. №29, ф. 35-29 «Башнефть-Добыча» | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 600/5 Рег. № 51623-12 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | СИКОН С70 Рег. № 2882205 | HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 | активная реактивная |
| 17 | ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 «Кутерем», яч. №30, ф. 35-30 «Башнефть-Добыча» | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 600/5 Рег. № 51623-12 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | СИКОН С70 Рег. № 2882205 | HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 | активная реактивная |
| Устройство синхронизации времени УСВ-2 Рег. № 41681-10 | |||||||
| Серверы синхронизации времени ССВ-1Г Рег. № 39485-08 | |||||||
| Примечания: 1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 2. Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов. 3. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлимая часть. | |||||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
| Г раницы основной погрешности, (± □ ), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (± □ ), % | ||||||
| cos □ = 0,9 | cos □ = 0,8 | cos □ = 0,5 | cos □ = 0,9 | cos □ = 0,8 | cos □ = 0,5 | ||
| 1, 2, 4, 5, 6, 7, 8, 9 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1н1<11<1,21н1 | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,2 | 1,4 | 2,3 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,2 | 1,4 | 2,3 | |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 1,4 | 1,6 | 3,0 | 1,5 | 1,8 | 3,1 | |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 2,4 | 2,9 | 5,5 | 2,4 | 3,0 | 5,5 | |
| 3, 10, 11, 12 (ТТ 0,5S; Сч 0,2S) | 1н1<11<1,21н1 | 0,8 | 1,0 | 1,8 | 1,0 | 1,2 | 1,9 |
| 0,21н1<11<1н1 | 0,8 | 1,0 | 1,8 | 1,0 | 1,2 | 1,9 | |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 1,2 | 1,4 | 2,7 | 1,3 | 1,6 | 2,8 | |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 2,2 | 2,8 | 5,3 | 2,3 | 2,9 | 5,4 | |
| 13, 14, 15, 16, 17 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1н1<11<1,21н1 | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,2 | 1,4 | 2,3 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,2 | 1,4 | 2,3 | |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 1,4 | 1,6 | 3,0 | 1,5 | 1,8 | 3,1 | |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 2,4 | 2,9 | 5,5 | 2,4 | 3,0 | 5,5 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
| Г раницы основной погрешности, (± □ ), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (± □ ), % | ||||||
| cos □ = 0,9 | cos □ = 0,8 | cos □ = 0,5 | cos □ = 0,9 | cos □ = 0,8 | cos □ = 0,5 | ||
| 1, 2, 4, 5, 6, 7, 8, 9 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5 (ГОСТ 26035-83)) | 1н1<11<1,21н1 | 2,6 | 1,9 | 1,2 | 2,7 | 2,0 | 1,4 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,6 | 1,9 | 1,2 | 2,7 | 2,0 | 1,5 | |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 3,6 | 2,5 | 1,6 | 3,7 | 2,7 | 1,8 | |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 6,6 | 4,6 | 2,7 | 6,8 | 4,8 | 3,0 | |
| 3, 10, 11, 12 (ТТ 0,5S; Сч 0,5 (ГОСТ 26035-83)) | 1н1<11<1,21н1 | 2,2 | 1,5 | 1,0 | 2,3 | 1,7 | 1,2 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,2 | 1,5 | 1,0 | 2,3 | 1,7 | 1,3 | |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 3,3 | 2,3 | 1,4 | 3,4 | 2,5 | 1,7 | |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 6,4 | 4,4 | 2,6 | 6,7 | 4,7 | 2,9 | |
| 13, 14, 15, 16, 17 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5 (ГОСТ Р 52425-2005)) | 1н1<11<1,21н1 | 2,7 | 1,9 | 1,2 | 3,1 | 2,4 | 1,9 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,7 | 1,9 | 1,2 | 3,1 | 2,4 | 1,9 | |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 3,6 | 2,6 | 1,6 | 4,0 | 3,0 | 2,1 | |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 6,5 | 4,5 | 2,7 | 6,7 | 4,7 | 3,0 | |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности 0,95;
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cosф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °C.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности, cosф | от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 |
| температура окружающей среды, °С: - для ТТ и ТН - для счетчиков электрической энергии - для УСПД - для ИВК магнитная индукция внешнего происхождения, мТл | от -40 до +50 от +21 до +25 от +10 до +30 от +10 до +30 не более 0,05 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности, cosф ^тф) температура окружающего воздуха: - для ТТ и ТН, °С - для счетчиков электрической энергии магнитная индукция внешнего происхождения, мТл | от 90 до 110 от 2 до 120 от 49,6 до 50,4 от 0,5 до 1,0 (от 0,87 до 0,5) от -40 до +70 от -40 до +60 не более 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электрической энергии: - среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03.08 (СЭТ-4ТМ.03М), ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности сервер: - среднее время наработки на отказ (TG6), ч, не менее - среднее время наработки на отказ (TG8), ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 90000(165000) 2 70000 2 35000 2 261163 264599 0,5 |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации: счетчики электрической энергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
- 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).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралсибнефтепровод» по объекту ЛПДС «Калтасы» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 23 |
| Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 9 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 1 |
| Трансформатор тока | ТШП-0,66 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 15 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 УХЛ2 | 2 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 8 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03.08 | 4 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 5 |
| Устройство сбора и передачи данных | Сикон С70 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер точного времени | ССВ-1Г | 2 |
| Сервер с ПО | ПО «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | МП 57200-14 | 1 |
| Формуляр | - | 1 |
| Руководство по эксплуатации | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 57200-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралсибнефтепровод» по объекту ЛПДС «Калтасы». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 16 января 2014 г.
Основные средства 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.Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключе
ния цепей. Методика выполнения измерений»;
— счетчиков СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03.08 — по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
— счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений № 36697-12) - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений № 36697-08) - по документу ИЛГШ.411152РЭ1, являющемуся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованному с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.
- УСПД СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИ
КОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
- УСВ-2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика
поверки ВЛСТ. 237.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2010 г.;
— радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений № 46656-11;
— термогигрометр CENTER (мод.314), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралсибнефтепровод» по объекту ЛПДС «Калтасы», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.002252011 от 25.09.2008 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