Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Саратовнефтегаз" (1-я очередь)
| Номер в ГРСИ РФ: | 72541-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "СТАНДАРТ", г.Нижний Новгород |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Саратовнефтегаз» (1-я очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 72541-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Саратовнефтегаз" (1-я очередь) |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ООО "СТАНДАРТ", г.Нижний Новгород
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 72541-18: Описание типа СИ | Скачать | 133.4 КБ | |
| 72541-18: Методика поверки РТ-МП-5115-550-2018 | Скачать | 11 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Саратовнефтегаз» (1-я очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, состоящую из 45 измерительных каналов (ИК).
ИК АИИС КУЭ состоят из двух уровней.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту Сч и/или счетчики) и вторичные измерительные цепи.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ИВК баз данных (сервер БД) на основе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» (ПО «АльфаЦЕНТР»), устройство синхронизации времени типа УСВ-3 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 64242-16 (рег. № 64242-16), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.
В состав ИВК входит вспомогательное оборудование - автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей системы, а также АРМ энергосбытовой организации.
АИИС КУЭ обеспечивает:
- автоматическое выполнение измерений величин активной и реактивной электроэнергии (прямого и обратного направления) с заданной дискретностью 30 мин;
- сбор и передачу журналов событий счетчиков в базу данных ИВК;
- автоматическое выполнение измерений времени и ведение единого времени в составе СОЕВ АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений (приращений электроэнергии прямого и обратного направления) с заданной дискретностью 30 мин;
- хранение в базе данных АИИС КУЭ результатов измерений информации о состоянии средств измерений («Журналов событий»);
- обработку, формирование и передачу результатов измерений в ХМЬ-формате по электронной почте (с электронной подписью);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- обеспечение по запросу коммерческого оператора дистанционного доступа к результатам измерений, данным журналов событий на всех уровнях АИИС КУЭ;
- обеспечение диагностики и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- обеспечение конфигурирования и настройки параметров АИИС КУЭ;
- автоматическую регистрацию событий, сопровождающих процессы измерения, в «Журнале событий» на уровне измерительно-информационного комплекса;
- предоставление доступа к измеренным значениям и «Журналам событий» со стороны ИВК;
- возможность масштабирования долей именованных величин количества электроэнергии;
- расчеты потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи и восстановления питания.
Первичные фазные токи и напряжения преобразовываются измерительными трансформаторами (в случае счетчиков прямого включения - счетчиками) в аналоговые сигналы низкого уровня, которые поступают на аналого-цифровой преобразователь (АЦП) счетчика. АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин тока и напряжения паралельно по шести каналам измерения тока и напряжения, преобразуя в цифровой код передавая его микроконтроллеру. Микроконтроллер по выборкам мгновенных показаний производит вычисление усредненных на интервале значений активной мощности. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микроконтроллере счетчика вычисляются мгновенные значения реактивной, полной мощности и интегрированные по времени значения активной и реактивной энергии.
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы сервера ИВК осуществляется по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат пакетных данных посредством сотовой GSM связи и Internet (GSM-GPRS/3G соединение) (счетчик - GSM модем - сервер) и/или GSM/CSD соединение в качестве резервного канала.
Сервер автоматически не реже одного раза в сутки и/или по запросу проводит сбор результатов измерений и информации о состоянии средств измерений со счетчиков.
В сервере осуществляется хранение результатов измерений и отображение информации по подключенным к серверу устройствам. Посредством сервера происходит отображение информации на АРМ пользователей системы. Вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН осуществляется на уровне ИВК (ПО «АльфаЦЕНТР»).
На сервере информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии экспортируется в файлы формата XML, макет 80020. Сформированные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Ежедневно (1 раз в сутки) файлы данных автоматически направляются на АРМ энергосбытовой компании по электронной почте в формате XML.
Дальнейшая передача информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и другим смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) осуществляется от АРМ энергосбытовой компании по каналу связи сети Internet в формате XML в соответствии с регламентами ОРЭМ. Передача информации в АО «АТС» происходит после подписания файла электронно-цифровой подписью энергосбытовой компании.
Информация с сервера может быть получена на АРМ по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Сличение шкалы времени сервера и шкалы времени устройства синхронизации системного времени происходит не реже 1 раза в 60 минут. Ход внутренних часов не превышает ±1 с/сут. Не реже чем 1 раз в сутки осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и сервером. Коррекция времени счетчика сервером осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ±2 с в момент чтения данных.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения АИИС КУЭ входят ПО счетчиков, ПО сервера БД и ПО АРМ на основе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» (ПО «АльфаЦЕНТР»).
Метрологически значимой частью специализированного ПО АИИС КУЭ является библиотека ac_metrology.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Идентификационные данные библиотеки ac_metrology.dll приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения «АльфаЦЕНТР»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.03 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Другие идентификационные данные |
ac_metrology.dll |
ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с
Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
|
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ | |||||
|
Номер и наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УССВ, Сервер | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
РП-10 кВ Октябрьский СП, яч. 1, ВЛ-10 кВ ф. 7А |
ТЛК10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 9143-83 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 |
УСВ-3 рег. № 64242-16, HP ProLiant DL360 Gen 9 |
|
2 |
РП-10 кВ Октябрьский СП, АВР, ввод 0,4 кВ ТСН-1, ТСН-2 |
Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 52667-13 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
3 |
РП-10 кВ Октябрьский СП, яч. 8, ВЛ-10 кВ ф. 8А |
ТЛК10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 9143-83 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4 |
ПС 35 кВ Г орючка, РУ-6 кВ, яч. 4 |
ТЛК10-5,6 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 9143-01 |
НАМИТ-10-2 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 |
УСВ-3 рег. № 64242-16, HP ProLiant DL360 Gen 9 |
|
5 |
ПС 35 кВ Г орючка, ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 52667-13 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12 | |
|
6 |
ПС 35 кВ Г орючка, РУ-6 кВ яч. 1, ВЛ-6 кВ ф. № 601 |
ТЛК10-5,6 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 9143-01 |
НАМИТ-10-2 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
7 |
ПС 35 кВ Западная Рыбушка, РУ-6 кВ, яч. 3 |
ТЛК10-5,6 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 9143-01 |
НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-97 |
ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27779-04 | |
|
8 |
ПС 35 кВ Западная Рыбушка, ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТОП 0,66 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 15174-01 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
|
9 |
ПС 35 кВ Западная Рыбушка, РУ-6 кВ, яч. 1, ВЛ-6 кВ ф. 603 |
ТЛК10 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 9143-01 |
НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-97 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
10 |
КТП 6 кВ № 471 А, ПУ-1 0,4 кВ |
ТШЛ-СЭЩ кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 51624-12 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
11 |
ПС 35 кВ Урицкая, ОРУ-35 кВ, В-35 кВ Т-1 |
GIF 40,5 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 56411-14 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 |
ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27779-04 | |
|
12 |
ПС 35 кВ Урицкая, ОРУ-35 кВ, В-35 кВ Т-2 |
GIF 40,5 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 56411-14 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05 |
ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27779-04 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
13 |
ПС 35 кВ Урицкая, КРУН-10 кВ, яч. 2, ВЛ-10 кВ Ф. № 7А с. Бутырки |
ТОЛ 10-1 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 15128-03 |
НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 16687-13 |
ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27779-04 |
УСВ-3 рег. № 64242-16, HP ProLiant DL360 Gen 9 |
|
14 |
ПС 35 кВ Урицкая, КРУН-10 кВ, яч. 12, ВЛ-10 кВ Ф. № 1А с. Урицкое |
ТОЛ 10-1 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 15128-03 |
НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 16687-02 |
ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27779-04 | |
|
15 |
ПС 35 кВ Урицкая, КРУН-10 кВ, яч. 6, ВЛ-10 кВ Ф. № 2А с. Чадаевка |
ТОЛ 10-1 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 15128-03 |
НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 16687-13 |
ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27779-04 | |
|
16 |
ПС 35 кВ Урицкая, КРУН-10 кВ, яч. 8, ВЛ-10 кВ Ф. № 8 |
ТОЛ 10-1 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 15128-03 |
НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 16687-13 |
ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27779-04 | |
|
17 |
ПС 35 кВ Урицкая, КРУН-10 кВ, яч. 11, ВЛ-10 кВ Ф. № 11 |
ТОЛ 10-1 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 15128-03 |
НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 16687-02 |
ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27779-04 | |
|
18 |
ВЛ-6 кВ №1 от яч. ф. 601 ПС 110 кВ Саратовка-1, ПКУ-6 кВ ф. 601 |
ТОЛ-СВЭЛ кл.т 0,2S Ктт = 200/5 рег. № 42663-09 |
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ кл.т 0,2 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 67628-17 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
19 |
ВЛ-6 кВ ф. № 5 от яч. ф. 605 ПС 110 кВ Саратовка-4, ПКУ-6 кВ ф. 605 |
ТОЛ-СВЭЛ кл.т 0,2S Ктт = 200/5 рег. № 42663-09 |
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ кл.т 0,2 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 67628-17 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
20 |
ВЛ-6 кВ ф. № 1 от яч. ф. 601 ПС 110 кВ Саратовка-4, ПКУ-6 кВ ф. 601 |
ТОЛ-СВЭЛ кл.т 0,2S Ктт = 200/5 рег. № 42663-09 |
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ кл.т 0,2 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 67628-17 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
21 |
ВЛ-6 кВ ф. 606 от яч. ф. 606 ПС 110 кВ Саратовка-5, ПКУ-6 кВ ф. 606 |
ТОЛ-СВЭЛ кл.т 0,2S Ктт = 200/5 рег. № 42663-09 |
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ кл.т 0,2 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 67628-17 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 |
УСВ-3 рег. № 64242-16, HP ProLiant DL360 Gen 9 |
|
22 |
ВЛ-6 кВ ф. № 3 от яч. ф. 603 ПС 110 кВ Южная-6, ПКУ-6 кВ ВЛ-6 кВ ф. № 3 |
ТОЛ-СВЭЛ кл.т 0,2S Ктт = 150/5 рег. № 42663-09 |
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ кл.т 0,2 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 67628-17 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
23 |
КТП-128 10 кВ, ввод 0,4 кВ Т |
ТШП кл.т 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 64182-16 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
24 |
ПС 110 кВ Алексеевская, ОРУ-110 кВ, ШР-110 кВ Т-1 |
ТФМ-110 кл.т 0,2 Ктт = 100/5 рег. № 16023-97 |
НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 14205-05 |
ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27779-04 | |
|
25 |
ПС 110 кВ Алексеевская, ОРУ-110 кВ, ШР-110 кВ Т-2 |
ТФМ-110 кл.т 0,2 Ктт = 100/5 рег. № 16023-97 |
НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 14205-05 |
ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27779-04 | |
|
26 |
ПС 35 кВ Нефтяная-1, РУ-6 кВ, яч. 14 |
ТОЛ кл.т 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 47959-16 |
ЗНОЛ-06 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 3344-72 ЗНОЛ(П)-СВЭЛ кл.т 0,2 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 67628-17 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
27 |
ПС 35 кВ Нефтяная-1, ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 50/5 рег. № 52667-13 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
28 |
ПС 35 кВ Нефтяная-1, РУ-6 кВ, яч. 5 |
ТОЛ кл.т 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 47959-16 |
ЗНОЛ-06 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
29 |
ПС 35 кВ Нефтяная-1, ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 50/5 рег. № 52667-13 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 |
УСВ-3 рег. № 64242-16, HP ProLiant DL360 Gen 9 |
|
30 |
ПС 35 кВ Нефтяная-2, РУ-6 кВ, яч. 14 |
ТОЛ кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 47959-16 |
ЗНОЛ-06 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
31 |
ПС 35 кВ Нефтяная-2, ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 52667-13 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
32 |
ПС 35 кВ Нефтяная-2, РУ-6 кВ, яч. 5 |
ТОЛ кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 47959-16 |
ЗНОЛ-06 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
33 |
ПС 35 кВ Нефтяная-2, ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 52667-13 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
34 |
ПС 35 кВ Нефтяная-2, РУ-6 кВ, яч. 18 |
ТОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 6009-77 |
ЗНОЛ-06 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
|
35 |
РП-6 кВ Степновские ГС, РУ-6 кВ, яч. 5 |
ТЛК10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 9143-83 |
НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
36 |
РП-6 кВ Степновские ГС, ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 50/5 рег. № 52667-13 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
|
37 |
РП-6 кВ Степновские ГС, РУ-6 кВ, яч. 8 |
ТЛК10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 9143-83 |
НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
38 |
РП-6 кВ Степновские ГС, ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 50/5 рег. № 52667-13 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 |
УСВ-3 рег. № 64242-16, HP ProLiant DL360 Gen 9 |
|
39 |
ТП 6 кВ № 6 ПНН Наливная, РУ-0,4 кВ, 1 СШ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
ТШ-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 1500/5 рег. № 67928-17 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
|
40 |
ТП 6 кВ № 6 ПНН Наливная, РУ-0,4 кВ, 2 СШ, ввод 0,4 кВ Т-2 |
ТШ-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 1500/5 рег. № 67928-17 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
|
41 |
ВЛ-1005 10 кВ, оп. 5-00/1, ПКУ-10 кВ ВЛ-10 кВ ф. 1005 |
ТОЛ-НТЗ-10 кл.т 0,2S Ктт = 100/5 рег. № 51679-12 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 кл.т 0,2 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) рег. № 51676-12 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | |
|
42 |
ВЛ-1002 10 кВ, оп. 2-02/2, ПКУ-10 кВ ВЛ-1002 10 кВ |
ТОЛ-СВЭЛ кл.т 0,2S Ктт = 100/5 рег. № 42663-09 |
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ кл.т 0,2 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) рег. № 67628-17 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
43 |
ВЛ-1003 10 кВ, оп. 3-00/1, КРУН-СВЛ-10 кВ |
ТОЛ 10-1 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 15128-03 |
ЗНОЛП кл.т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) рег. № 23544-02 |
ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27779-04 | |
|
44 |
ВЛ-6 кВ ф. 601 от яч. ф. 601 ПС 110 кВ Бобровка-4, ПКУ-6 кВ ВЛ-6 кВ ф. 601 |
ТОЛ-СВЭЛ кл.т 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 42663-09 |
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ кл.т 0,2 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 67628-17 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
45 |
ВЛ-6 кВ ф. 608 от яч. ф. 608 ПС 110 кВ Бобровка-3, ПКУ-6 кВ ВЛ-6 кВ ф. 608 |
ТОЛ-СВЭЛ кл.т 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 42663-09 |
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ кл.т 0,2 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 67628-17 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 |
аблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
COSф |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
5 5 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% — 1 изм< I5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
120 %—1изм<1100% |
I100 %S1изм—1120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 3 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
- |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 |
|
0,9 |
- |
±2,4 |
±1,4 |
±1,1 | |
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±1,6 |
±1,3 | |
|
0,7 |
- |
±3,5 |
±1,9 |
±1,4 | |
|
0,5 |
- |
±5,4 |
±2,8 |
±2,0 | |
|
2, 8, 10, 23, 27, 29, 31, 33, 36, 38 - 40 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
±1,8 |
±1,0 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,9 |
±2,3 |
±1,4 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±2,9 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,7 |
±3,5 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,5 |
±5,3 |
±2,8 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
4, 6, 9, 34, 35, 37 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
- |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,9 |
- |
±2,4 |
±1,5 |
±1,3 | |
|
0,8 |
- |
±3,0 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,1 |
±1,6 | |
|
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
5 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
±2,5 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 |
|
0,9 |
±2,7 |
±1,9 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,8 |
±3,1 |
±2,1 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,7 |
±3,7 |
±2,3 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,5 |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 |
±2,3 | |
|
7, 13 - 17, 43 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
- |
±2,2 |
±1,7 |
±1,6 |
|
0,9 |
- |
±2,8 |
±2,0 |
±1,8 | |
|
0,8 |
- |
±3,2 |
±2,2 |
±1,9 | |
|
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,4 |
±2,1 | |
|
0,5 |
- |
±5,6 |
±3,3 |
±2,6 | |
|
11, 12 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
±2,5 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 |
|
0,9 |
±2,8 |
±2,0 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,8 |
±3,2 |
±2,2 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,7 |
±3,8 |
±2,5 |
±2,1 |
±2,1 | |
|
0,5 |
±5,6 |
±3,3 |
±2,6 |
±2,6 | |
|
18 - 22, 41, 42, 44, 45 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,9 |
±1,3 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,8 |
±1,5 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,7 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,5 |
±2,2 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
26, 28, 30, 32 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,9 |
±2,0 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,8 |
±2,6 |
±1,6 |
±1,3 |
±1,3 | |
|
0,7 |
±3,3 |
±2,0 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
0,5 |
±5,3 |
±3,0 |
±2,2 |
±2,2 | |
|
24, 25 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
- |
±1,7 |
±1,5 |
±1,5 |
|
0,9 |
- |
±2,0 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,8 |
- |
±2,1 |
±1,8 |
±1,7 | |
|
0,7 |
- |
±2,2 |
±1,9 |
±1,8 | |
|
0,5 |
- |
±2,7 |
±2,2 |
±2,0 | |
|
Номера измерительных каналов |
cosф |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
|
51(2)%, |
5 5 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
11(2)% — 1 изм< I5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—1120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 3 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5) |
0,9 |
- |
±4,2 |
±3,8 |
±3,7 |
|
0,8 |
- |
±4,5 |
±3,7 |
±3,5 | |
|
0,7 |
- |
±4,9 |
±3,8 |
±3,6 | |
|
0,5 |
- |
±6,4 |
±4,3 |
±3,8 | |
|
2, 8, 10, 23, 27, 29, 31, 33, 36, 38 - 40 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5) |
0,9 |
±4,2 |
±3,7 |
±3,7 |
±3,7 |
|
0,8 |
±4,5 |
±3,8 |
±3,5 |
±3,5 | |
|
0,7 |
±4,9 |
±4,0 |
±3,5 |
±3,5 | |
|
0,5 |
±6,3 |
±4,4 |
±3,8 |
±3,8 | |
|
4, 6, 9, 34, 35, 37 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) |
0,9 |
- |
±4,2 |
±3,8 |
±3,7 |
|
0,8 |
- |
±4,6 |
±3,7 |
±3,6 | |
|
0,7 |
- |
±5,0 |
±3,9 |
±3,7 | |
|
0,5 |
- |
±6,5 |
±4,4 |
±4,0 | |
|
5 (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0) |
0,9 |
±6,2 |
±3,5 |
±2,2 |
±2,0 |
|
0,8 |
±5,5 |
±3,2 |
±2,2 |
±2,1 | |
|
0,7 |
±5,4 |
±3,2 |
±2,2 |
±2,2 | |
|
0,5 |
±6,5 |
±3,6 |
±2,6 |
±2,5 | |
|
7, 13 - 17, 43 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,1) |
0,9 |
- |
±4,0 |
±2,4 |
±2,1 |
|
0,8 |
- |
±4,4 |
±2,6 |
±2,2 | |
|
0,7 |
- |
±4,8 |
±2,8 |
±2,3 | |
|
0,5 |
- |
±6,3 |
±3,6 |
±2,8 | |
|
11, 12 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,9 |
±6,3 |
±3,6 |
±2,3 |
±2,1 |
|
0,8 |
±5,5 |
±3,3 |
±2,3 |
±2,2 | |
|
0,7 |
±5,5 |
±3,3 |
±2,4 |
±2,3 | |
|
0,5 |
±6,6 |
±3,8 |
±2,9 |
±2,8 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
18 - 22, 41, 42, 44, 45 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5) |
0,9 |
±3,7 |
±3,6 |
±3,6 |
±3,6 |
|
0,8 |
±3,8 |
±3,6 |
±3,4 |
±3,4 | |
|
0,7 |
±3,8 |
±3,7 |
±3,4 |
±3,4 | |
|
0,5 |
±4,1 |
±3,8 |
±3,5 |
±3,5 | |
|
26, 28, 30, 32 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5) |
0,9 |
±4,0 |
±3,7 |
±3,7 |
±3,7 |
|
0,8 |
±4,3 |
±3,8 |
±3,5 |
±3,5 | |
|
0,7 |
±4,8 |
±4,0 |
±3,6 |
±3,6 | |
|
0,5 |
±6,3 |
±4,6 |
±4,0 |
±4,0 | |
|
24, 25 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,9 |
- |
±3,5 |
±2,2 |
±2,0 |
|
0,8 |
- |
±3,6 |
±2,3 |
±2,0 | |
|
0,7 |
- |
±3,7 |
±2,3 |
±2,1 | |
|
0,5 |
- |
±4,0 |
±2,6 |
±2,3 | |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности СОЕВ, с ±5 | |||||
|
Примечания: 1 Погрешность измерений электрической энергии 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от 11%, погрешность измерений 51(2)%P и 5i(2)%q для созф<1,0 нормируется от I2%. 2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой). 3 Допускается замена измерительных трансформаторов 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 3 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. 4 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная. 5 Границы интервала допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов. | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия применения: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности, cosф - частота, Гц температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии: - для счетчиков реактивной энергии: |
от 99 до 101 от 1 до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25 от +18 до +22 |
|
1 |
2 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от UH0M |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности, cosф, не менее |
0,5 |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C - для ТТ и ТН |
от -40 до +50 |
|
- для счетчиков |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: - средняя наработка до отказа, ч, не менее счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № № 36697-12); |
165000 |
|
- средняя наработка до отказа, ч, не менее счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-17); |
220000 |
|
- средняя наработка до отказа, ч, не менее счетчики ПСЧ-4ТМ.05 (рег. № 27779-04); |
90000 |
|
- средняя наработка до отказа, ч, не менее ИВК: - средняя наработка до отказа, ч, не менее |
100000 |
|
Г лубина хранения информации счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12); - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, |
114 |
|
счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-17); - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, |
114 |
|
счетчики ПСЧ-4ТМ.05 (рег. № 27779-04); - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, |
не менее 45 |
|
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания ИВК с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и ИВК фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
Наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
Наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на ИВК;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
GIF 40,5 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
24 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК10 |
10 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК10-5,6 |
6 |
|
Трансформаторы тока опорные |
ТОЛ |
12 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ 10-1 |
12 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-НТЗ-10 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СВЭЛ |
24 |
|
Трансформаторы тока опорные |
ТОП 0,66 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТФМ-110 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТШ-0,66 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТШЛ-СЭЩ |
3 |
|
Трансформаторы тока шинные |
ТШП |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ |
25 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-06 |
14 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-НТЗ-10 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
5 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10-2 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 |
6 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05 |
11 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
34 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Сервер БД |
HP ProLiant DL360 Gen 9 |
1 |
|
ПО (комплект) |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
Формуляр |
СТПА.411711.СНГ01.ФО |
1 |
|
Методика поверки |
РТ-МП-5115-550-2018 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-5115-550-2018 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Саратовнефтегаз» (1-я очередь). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 06.04.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08;
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ-А, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22029-10;
- радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;
- термогигрометр ИВА-6, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46434-11.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе 2314/550-RA.RU.311703-2018 «Методика (методы) измерений количества электроэнергии с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Саратовнефтегаз» (1-я очередь)».
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
Смотрите также
