Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Оренбургнефть"
| Номер в ГРСИ РФ: | 72049-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Оренбургнефть", г.Бузулук |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Оренбургнефть» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 72049-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Оренбургнефть" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 002 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Оренбургнефть", г.Бузулук
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 72049-18: Описание типа СИ | Скачать | 125.1 КБ | |
| 72049-18: Методика поверки МП ЭПР-085-2018 | Скачать | 8.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Оренбургнефть» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «ТЕЛЕСКОП+», радиосервер точного времени, автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для ИК № 3 цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи поступает на GSM-модем, далее по каналу связи стандарта GSM - на сервер.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется накопление, хранение и передача полученных данных на сервер по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На сервере осуществляется обработка полученных данных, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От
сервера информация в виде xml-макетов установленных форматов передается в АРМ энергосбытовой организации АО «ЕЭСнК» по каналу связи сети Internet.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВ'гч и соотнесены с единым календарным временем.
Передача информации от АРМ энергосбытовой организации АО «ЕЭСнК» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, радиосервер точного времени РСТВ-01-01, синхронизирующий часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Сравнение часов сервера с РСТВ-01-01 осуществляется ежесекундно, корректировка часов сервера от РСТВ-01-01 производится независимо от величины расхождения.
Сравнение часов сервера с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи (1 раз в 30 мин), корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину более ±2 с.
Сравнение часов счетчиков с часами сервера (для ИК № 3) или с часами соответствующего УСПД (для остальных ИК) осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 мин). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера (для ИК № 3) на величину более ±2 с. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов соответствующего УСПД (для остальных ИК) на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+» версии 4.0.4. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «ТЕЛЕСКОП+». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «ТЕЛЕСКОП+»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
Server MZ4.dll |
PD MZ4.dll |
ASCUE MZ4.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.1.1 | ||
|
Цифровой идентификатор ПО |
f851b28a924da 7cde6a57eb2ba 15af0c |
2b63c8c01bcd 61c4f5b15e09 7f1ada2f |
cda718bc6d123b6 3a8822ab86c2751 ca |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 | ||
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электрической энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Устройство синхронизации времени |
Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
1 |
ПС 110 кВ Савельевская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Бузулукская -Савельевская № 3 |
TG 145N Кл.т. 0,2S 1200/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С |
ЗНГА-6-110П*-ХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/ 100/\3 Рег. № 60290-15 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 |
HP ProLiant ML350 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,5 2,5 |
|
2 |
ПС 110 кВ Савельевская, ОРУ-110 кВ, ОМВ 110 кВ |
TG 145N Кл.т. 0,2S 1200/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С |
ЗНГА-6-110П*-ХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/ 100/03 Рег. № 60290-15 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 |
HP ProLiant ML350 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,5 2,5 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
3 |
ПС 110 кВ Алексеевка, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Г ерасимовская от ПС 110/35/10 кВ Алексеевка |
ТФЗМ-110Б Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-88 Фазы: А; В; С |
НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/V 3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
□ |
РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 |
HP ProLiant ML350 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 |
|
4 |
ПС 110 кВ Ленинская, ОРУ-35 кВ, ввод 35 кВ Т-2 |
ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 | ||
|
5 |
ПС 110 кВ Ленинская, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 2 |
АВК 10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 47171-11 Фазы: А; С |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,2 5,6 | ||
|
6 |
ПС 110 кВ Ленинская, ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
ТТИ-А Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С |
□ |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,6 | ||
|
7 |
ПС 110 кВ Ленинская, ОРУ-35 кВ, ввод 35 кВ Т-1 |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 47124-11 Фазы: А; С |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
8 |
ПС 110 кВ Ленинская, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 6 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 | ||
|
9 |
ПС 110 кВ Ленинская, ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТТИ-А Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; С |
□ |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,6 | ||
|
10 |
ПС 110 кВ Ленинская, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 4, Л 10 кВ Лн-1 |
АВК 10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 47171-11 Фазы: А; С |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,2 5,6 | ||
|
11 |
ПС 110 кВ Ленинская, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 6, Л 10 кВ Лн-2 |
АВК 10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 47171-11 Фазы: А; С |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 |
HP ProLiant ML350 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,2 5,6 |
|
12 |
ПС 110 кВ Ленинская, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 8, Л 10 кВ Лн-3 |
АВК 10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 47171-11 Фазы: А; С |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,2 5,6 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
13 |
ПС 35 кВ Мор-гуновская, ОРУ-35 кВ, отпайка ВЛ 35 кВ Курманаевская - Ла-базинская |
GIF40.5 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № Рег. № 30368-10 Фазы: А; В; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,7 | ||
|
14 |
ПС 110 кВ Савельевская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Бузулукская - Савельевская 1 цепь с отпайками |
TG 145N Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С |
ЗНГА-6-110П*-ХЛ1 Кл.т. 0,2 110)0)0)0)/\3/ 100/\3 Рег. № 60290-15 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 |
HP ProLiant ML350 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,5 2,5 |
|
15 |
ПС 110 кВ Савельевская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Бузулукская - Савельевская 2 цепь с отпайками |
TG 145N Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С |
ЗНГА-6-110П*-ХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/ 100/\3 Рег. № 60290-15 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,5 2,5 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
16 |
ПС 110 кВ Ново-Медведкинская, ОРУ-110 кВ, отпайка ВЛ 110 кВ Бузулукская -Сорочинская с отпайками 1 цепь |
ТФЗМ-110Б Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2793-88 Фазы: А; В; С |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V 3 Рег. № 24218-03 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,2 5,3 | ||
|
17 |
ПС 110 кВ Ново-Медведкинская, ОРУ-110 кВ, отпайка ВЛ 110 кВ Бузулукская -Сорочинская с отпайками 2 цепь |
ТФЗМ-110Б Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2793-88 Фазы: А; В; С |
НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V 3 Рег. № 24218-03 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.02.2.13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 |
HP ProLiant ML350 |
Активная Реактивная |
1,1 2,0 |
3,2 4,5 |
|
18 |
ПС 35 кВ Дол-говская, ОРУ-35 кВ, отпайка ВЛ 35 кВ Курманаевская - Ромаш- кинская |
ТФН-35М Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.02.2.13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,3 |
3,3 4,6 | ||
|
19 |
ПС 35 кВ Западная, РУ-10 кВ, ввод 10 кВ Т-1 |
ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 7069-02 Фазы: А; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.02.2.14 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 20175-01 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,3 | ||
|
20 |
ПС 35 кВ Западная, ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
□ |
□ |
ПСЧ-4ТМ.05МД.25 Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 5159312 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,3 6,2 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
21 |
ПС 35 кВ КС-2, РУ-10 кВ, ввод 10 кВ Т-1 |
ТЛК10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 42683-09 Фазы: А; В; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.02.2.14 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 |
HP ProLiant ML350 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,3 |
|
22 |
ПС 35 кВ КС-2, ввод 0,4 кВ ТСН1 |
Т-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 22656-07 Фазы: А; В; С |
□ |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,6 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени
30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 1, 2, 13-15 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК указана для тока 5 % от
1ном, cos<P = 0,8инд.
4 ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31819.21-2012 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012 и ГОСТ 26035-83. Но ввиду отсутствия в ГОСТ Р 52425-2005 класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии счетчиков класса точности 0,5 устанавливаются равными пределам соответствующих погрешностей счетчиков активной энергии класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005.
5 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. Допускается замена УСПД и РСТВ-01-01 на аналогичные утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество ИК |
22 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
ток, % от 1ном | |
|
для ИК №№ 1, 2, 13-15 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
|
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
ток, % от 1ном | |
|
для ИК №№ 1, 2, 13-15 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
|
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от +15 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С |
от +15 до +25 |
|
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч, |
2 |
|
для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МК, ПСЧ-4ТМ.05МД, СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12): | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч, |
2 |
|
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02М: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч, |
2 |
|
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
55000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч, |
2 |
|
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08): | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч, |
2 |
|
для УСПД: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
55000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
для РСТВ-01-01: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
55000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
1 |
2 |
|
для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
113 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
5 |
|
для УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
5 |
|
для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
TG 145N |
12 |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-35А-У1 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
АВК 10 |
8 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ |
ТТИ-А |
5 |
|
Трансформаторы тока |
GIF40.5 |
3 |
|
Трансформаторы тока климатического исполнения VI, ХЛ1 |
ТФЗМ-110Б |
9 |
|
Трансформаторы тока |
ТФН-35М |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ 10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК10 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНГА-6-110П*-ХЛ1 |
9 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ110-83У1 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
9 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10-2 |
1 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
1 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
2 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.02М |
7 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МД |
1 |
|
Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.02 |
4 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
7 |
|
Контроллер |
E-422.GSM |
7 |
|
Радиосерверы точного времени |
РСТВ-01 |
1 |
|
Сервер |
HP ProLiant ML350 |
1 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Методика поверки |
МП ЭПР-085-2018 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ОН.411711.002.ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-085-2018 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Оренбургнефть». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 15.06.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящие
в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис
темы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11);
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном ин
формационном фонде по обеспечению единства измерений 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Феде
ральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28134-04);
- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информа
ционном фонде по обеспечению единства измерений 53602-13);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
«Методика измерений электрической энергии с использованием
АИИС КУЭ ПАО «Оренбургнефть», свидетельство об аттестации № 100/RA.RU.312078/2018.
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
Смотрите также
