Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по ПК «Шесхарис» площадка «Шесхарис» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую 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 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 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 - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС 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 синхронизации времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
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 электрической энергии и мощности 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» (Рег. № 54083-13).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ 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, 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.
Погрешность хода часов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журнал событий счетчика электроэнергии отражает время и дату коррекции времени и фиксирует время до и после коррекции, а также величину коррекции времени, на которую было скорректировано устройство. Журналы событий УСПД и сервер БД отражают время и дату коррекции времени и фиксирует время до коррекции, а также величину коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО 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
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | Не ниже 7.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | pso_metr.dll, версия 1.1.1.1 |
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.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Л о К К | Наименование точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Сервер |
| 1 | ПС «Пенайская» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. № 27 | ТОЛ-СВЭЛ-10 200/5 Кл.т. 0,5S | ЗНОЛП.4-6 6000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 | СИКОН С70 | HP Proliant ВL 460с G6, HP Proliant ВL 460c Gen8 | активная реактивная |
| 2 | ПС «Пенайская» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. № 18 | ТОЛ-СВЭЛ-10 200/5 Кл.т. 0,5S | ЗНОЛП.4-6 6000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 | активная реактивная |
| 3 | ПК «Шесхарис» площадка «Шесхарис», ТП-35 35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ | ТОЛ-35Б 100/5 Кл.т. 0,5 | ЗНОМ-35-65 35000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная |
| 4 | ПК «Шесхарис» площадка «Шесхарис», ТП-35 35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 16 | ТЛО-10 150/5 Кл.т. 0,5S | НАМИТ-10 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная |
| 5 | ПК «Шесхарис» площадка «Шесхарис», ТП-35 35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 17 | ТЛО-10 200/5 Кл.т. 0,5S | НАМИТ-10 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная |
| 6 | ПК «Шесхарис» площадка «Шесхарис», ТП-4 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 15 | ТЛО-10 300/5 Кл.т. 0,5S | ЗНОЛ.06 6000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная |
| 7 | ПК «Шесхарис» площадка «Шесхарис», ТП-4 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 16 | ТЛО-10 400/5 Кл.т. 0,5S | ЗНОЛ.06 6000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная |
| 8 | ПК «Шесхарис» площадка «Шесхарис», ТП-4 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 19 | ТЛО-10 150/5 Кл.т. 0,5S | ЗНОЛ.06 6000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 | активная реактивная |
| 9 | ПК «Шесхарис» площадка «Шесхарис», ТП-8 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 4, Ввод 3 | ТЛО-10 400/5 Кл.т. 0,5S | НАМИ-10 6000/100 Кл.т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 | | | активная реактивная |
| 10 | ПК «Шесхарис» площадка «Шесхарис», ТП-8 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 5 (ТСН-3 6/0,4 кВ) | ТОП 0,66 100/5 Кл.т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл.т. 0,2S/0,5 | | | активная реактивная |
| 11 | ПК «Шесхарис» площадка «Шесхарис», ТП-8 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ав. № 14 | ТШП 0,66 300/5 Кл.т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл.т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 | HP Proliant ВL 460с G6, HP Proliant | активная реактивная |
| 12 | ПК «Шесхарис» площадка «Шесхарис», ТП-8 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ав. № 26 | ТОП 0,66 200/5 Кл.т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл.т. 0,2S/0,5 | | ВL 460c Gen8 | активная реактивная |
| 13 | ПК «Шесхарис» площадка «Шесхарис», ТП-8 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ав. № 40 | ТШП 0,66 300/5 Кл.т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл.т. 0,2S/0,5 | | | активная реактивная |
| 14 | ПК «Шесхарис» п. Южный, ШР-96 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ с РП-17 | ТШП-0,66 300/5 Кл.т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03.09 Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | активная реактивная |
Технические характеристики
| | | Метрологические характеристики ИК |
| Номер ИК | Диапазон тока | Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % | Границ ситель измере! ловиях ответств сти | ы интервала отно-ой погрешности шй в рабочих ус-эксплуатации, со-ующие вероятно-Р=0,95 (±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 | | 1,2 | 1,4 | 2,3 | 1,9 | 2,1 | 2,9 |
| | 0,21н1<11<1н1 | 1,2 | 1,4 | 2,3 | 1,9 | 2,1 | 2,9 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; | 0,051н1<11<0,21н1 | 1,4 | 1,7 | 3,0 | 2,1 | 2,3 | 3,5 |
| Сч 0,5S) | 0,021н1<11<0,051н1 | 2,5 | 3,0 | 5,5 | 3,1 | 3,6 | 5,8 |
| 3 | | 1,0 | 1,2 | 2,2 | 1,2 | 1,4 | 2,3 |
| | 0,21н1<11<1н1 | 1,3 | 1,6 | 2,9 | 1,5 | 1,8 | 3,1 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,051н1<11<0,21н1 | 2,3 | 2,8 | 5,4 | 2,4 | 2,9 | 5,5 |
| 4 - 8 | | 1,0 | 1,2 | 2,2 | 1,2 | 1,4 | 2,3 |
| | 0,21н1<11<1н1 | 1,0 | 1,2 | 2,2 | 1,2 | 1,4 | 2,3 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; | 0,051н1<11<0,21н1 | 1,3 | 1,6 | 2,9 | 1,5 | 1,8 | 3,1 |
| Сч 0,2S) | 0,021н1<11<0,051н1 | 2,3 | 2,9 | 5,4 | 2,5 | 3,0 | 5,5 |
| 9 | | 0,9 | 1,1 | 1,9 | 1,1 | 1,3 | 2,1 |
| | 0,21н1<11<1н1 | 0,9 | 1,1 | 1,9 | 1,1 | 1,3 | 2,1 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,2; | 0,051н1<11<0,21н1 | 1,2 | 1,5 | 2,7 | 1,4 | 1,6 | 2,9 |
| Сч 0,2S) | 0,021н1<11<0,051н1 | 2,3 | 2,8 | 5,3 | 2,4 | 2,9 | 5,4 |
| 10 - 13 | 1н1<11<1,21н1 | 0,8 | 1,0 | 1,8 | 1,0 | 1,2 | 2,0 |
| 0,21н1<11<1н1 | 0,8 | 1,0 | 1,8 | 1,0 | 1,2 | 2,0 |
| (ТТ 0,5S; Сч 0,2S) | 0,051н1<11<0,21н1 | 1,1 | 1,4 | 2,6 | 1,3 | 1,6 | 2,8 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 2,2 | 2,8 | 5,3 | 2,4 | 2,9 | 5,3 |
| 14 | 1н1<11<1,21н1 | 0,9 | 1,1 | 1,9 | 1,8 | 1,9 | 2,7 |
| 0,21н1<11<1н1 | 0,9 | 1,1 | 1,9 | 1,8 | 1,9 | 2,7 |
| (ТТ 0,5S; Сч 0,5S) | 0,051н1<11<0,21н1 | 1,2 | 1,5 | 2,7 | 2,0 | 2,2 | 3,3 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 2,4 | 2,9 | 5,4 | 3,1 | 3,5 | 5,7 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % | Границ ситель измере! ловиях ответств сти | ы интервала отно-ой погрешности шй в рабочих ус-эксплуатации, со-зующие вероятно-Р=0,95 (±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 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 1н1<11<1,21н1 | 2,8 | 2,1 | 1,5 | 4,6 | 4,1 | 3,6 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,8 | 2,1 | 1,5 | 4,6 | 4,1 | 3,6 |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 3,6 | 2,6 | 1,8 | 5,1 | 4,3 | 3,7 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 6,5 | 4,6 | 3,0 | 7,5 | 5,8 | 4,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 3 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 1н1<11<1,21н1 | 2,6 | 1,9 | 1,2 | 3,3 | 2,6 | 1,9 |
| 0,21н1<11<1н1 | 3,5 | 2,4 | 1,5 | 4,0 | 3,0 | 2,1 |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 6,4 | 4,4 | 2,5 | 6,7 | 4,7 | 2,9 |
| 4 - 8 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 1н1<11<1,21н1 | 2,6 | 1,8 | 1,2 | 2,7 | 2,1 | 1,5 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,6 | 1,9 | 1,2 | 2,8 | 2,1 | 1,6 |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 3,6 | 2,5 | 1,6 | 4,1 | 3,0 | 2,1 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 6,6 | 4,6 | 2,7 | 7,5 | 5,2 | 3,4 |
| 9 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 1н1<11<1,21н1 | 2,3 | 1,6 | 1,1 | 2,5 | 1,9 | 1,4 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,3 | 1,6 | 1,1 | 2,5 | 1,9 | 1,4 |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 3,4 | 2,3 | 1,5 | 3,9 | 2,8 | 2,0 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 6,5 | 4,5 | 2,7 | 7,4 | 5,2 | 3,3 |
| 10 - 13 (ТТ 0,5S; Сч 0,5) | 1н1<11<1,21н1 | 2,1 | 1,5 | 1,0 | 2,3 | 1,8 | 1,4 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,2 | 1,5 | 1,0 | 2,4 | 1,8 | 1,4 |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 3,3 | 2,3 | 1,4 | 3,8 | 2,8 | 1,9 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 6,5 | 4,4 | 2,6 | 7,4 | 5,1 | 3,3 |
| 14 (ТТ 0,5S; Сч 1,0) | 1н1<11<1,21н1 | 2,3 | 1,8 | 1,4 | 3,0 | 2,6 | 2,3 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,4 | 1,8 | 1,4 | 3,3 | 2,8 | 2,4 |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 3,8 | 2,8 | 1,9 | 5,4 | 4,2 | 3,3 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 7,4 | 5,2 | 3,3 | 10,1 | 7,3 | 5,2 |
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) Uном; диапазон силы тока (0,02(0,05)-1,2) !ном, частота (50±0,15) Гц; коэффициент мощности cosj=0,5; 0,8; 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
- для ТТ и ТН от минус 45 до плюс 35 °С;
- для счетчиков от плюс 21 до плюс 25 °С;
- для УСПД от плюс 15 до плюс 25 °С;
- для ИВК от плюс 10 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) ищ; диапазон силы первичного тока (0,02-1,2) Ьн; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5-1,0 (0,87- 0,5); частота (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,8-1,2) ин2; диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5-1,0 (0,87-0,5); частота (50±2,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
5 Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 5 до плюс 24 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на АО «Черномортранс-нефть» 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.03М (Рег. № 36697-12) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т= 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т= 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- ССВ-1Г - среднее время наработки на отказ не менее Т= 15 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер HP Proliant ВL 460с G6, HP Proliant ВL 460c Gen8 - среднее время наработки на отказ не менее Тоб=261 163 ч, Тош8=264 599 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД, сервера 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 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);
- сервере (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
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по ПК «Шесхарис» площадка «Шесхарис» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Рег. № | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СВЭЛ | 42663-09 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-35Б | 21256-01 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 25433-03 | 18 |
| Трансформаторы тока | ТШП 0,66 | 15173-01 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТШП-0,66 | 15173-06 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОП 0,66 | 15174-01 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ | 46738-11 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-35-65 | 912-70 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10 | 16687-97 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ.06 | 3344-04 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 11094-87 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 11 |
| Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С70 | 28822-05 | 1 |
| У стройства синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-10 | 1 |
| Серверы синхронизации времени | ССВ-1Г | 39485-08 | 2 |
| Сервер с программным обеспечением | ПК «Энергосфера» | - | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-057-2016 | - | 1 |
| Формуляр | ВЛСТ 1116.00.000 ФО | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-057-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по ПК «Шесхарис» площадка «Шесхарис». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в августе 2016 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы 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 отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в мае 2012 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «4» декабря 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 г.;
- УСВ-2 - по документу ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени / серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-80 МП, утвержденному ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Рег. № 27008-04);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 °С до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 % до 100 %, дискретность 0,1 %;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии ПАО «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по ПК «Шесхарис» площадка «Шесхарис» (АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по ПК «Шесхарис» площадка «Шесхарис»), аттестованной АО ГК «Системы и Технологии», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по ПК «Шесхарис» площадка «Шесхарис»
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.
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Черномортранснефть" по ПК "Шесхарис" площадка "Шесхарис"](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Черномортранснефть" по ПК "Шесхарис" площадка "Шесхарис"")
65422-16: Методика поверки МП 206.1-057-2016Скачать1.3 Мб