Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "ЛУКОЙЛ - Нижегороднефтеоргсинтез"
| Номер в ГРСИ РФ: | 74053-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "Энергометрология", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ЛУКОЙЛ - Нижегороднефтеоргсинтез» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 74053-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "ЛУКОЙЛ - Нижегороднефтеоргсинтез" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергометрология", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 74053-19: Описание типа СИ | Скачать | 117 КБ | |
| 74053-19: Методика поверки МП 26.51.43-51-7714348389-2018 | Скачать | 621.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ЛУКОЙЛ - Нижегороднефтеоргсинтез» (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, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - измерительно - вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327, каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс HP Proliant DL380 G6 (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД), устройство синхронизации системного времени УССВ-35НVS (УССВ), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «Альфа ЦЕНТР», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая
мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч. Цифровые сигналы с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 с последующим преобразованием в интерфейс Ethernet поступают в УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных в сервер базы данных с помощью оборудования связи по основному и резервному каналам связи.
ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML на автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой организации. АРМ энергосбытовой организации подписывает данные отчеты электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по каналу связи сети Интернет в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе УССВ, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS) и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от GPS-приемника. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Часы УСПД синхронизированы со временем УССВ, корректировка часов УСПД выполняется при расхождении времени часов УСПД и УССВ на ±1 с. Сличение времени часов УСПД с временем часов ИВК происходит при каждом опросе, при расхождении времени часов УСПД с временем часов ИВК на ±1 с выполняется их корректировка. Сличение времени часов счетчиков с временем часов УСПД происходит при каждом опросе, но не реже 1 раза в 30 минут, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов УСПД на ±2 с выполняется их корректировка.
Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа ЦЕНТР» (версия не ниже 14.02.01.03). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО |
12.1 |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
3E736B7F38O863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УСПД / УССВ / сервер | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
Новогорьковская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, 1СШ-6 кВ, фидер «2Ш» |
ТПОЛ-20 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 5716-76 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 380-49 |
A1802RL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-327. Рег. № 41907-09 / УССВ-35НVS / HP Proliant DL380 G6 |
|
2 |
Новогорьковская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, 2СШ-6 кВ, фидер «27Ш» |
ТПОЛ-20 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 5716-76 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 380-49 |
A1802RL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
3 |
Новогорьковская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, 3СШ-6 кВ, фидер «38Ш» |
ТПОФ 600/5, КТ 0,5 Рег. № 518-50 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 380-49 |
A1802RL-P4G-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
4 |
ПС 35 кВ Береговая, ЗРУ-6 кВ, яч. №609 |
ТЛМ-10 300/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-05 |
НАМИ-10-95 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
A1805RL-P4GB-DW-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
|
5 |
ПС 35 кВ Западная, ЗРУ-6 кВ яч. №605 |
ТПЛ-10с 300/5, КТ 0,5 Рег. № 29390-10 |
НАМИ-10-95 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
A1805RL-P4GB-DW-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
|
6 |
ПС 220 кВ Кудьма, ОРУ-35 кВ 1 СШ, КЛ-35 1ЦЛ |
ТВТ-35 600/5, КТ 0,5 Рег. № 3642-73 |
ЗНОМ-35-65 У1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 912-70 |
EA05RL-P2B-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | |
|
7 |
ПС 220 кВ Кудьма, ОРУ-35 кВ 1 СШ, КЛ-35 2ЦЛ |
ТВТ-35 600/5, КТ 0,5 Рег. № 3642-73 |
ЗНОМ-35-65 У1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 912-70 |
A2R-3-OL-C25-T+ КТ 0,5S/1,0 Рег. № 14555-02 | |
|
8 |
ПС 220 кВ Кудьма, ОРУ-35 кВ 1 СШ, КЛ-35 3ЦЛ |
ТВТ-35 600/5, КТ 0,5 Рег. № 3642-73 |
ЗНОМ-35-65 У1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 912-70 |
A2R-3-AL-C25-T+ КТ 0,5S/1,0 Рег. № 14555-02 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
9 |
ПС 220 кВ Кудьма, ОРУ-35 кВ 2 СШ, КЛ-35 9ЦЛ |
ТФЗМ-35А 600/5, КТ 0,5 Рег. № 26417-04 |
ЗНОМ-35-65 У1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 912-70 |
EA05RL-P2B-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
RTU-327. Рег. № 41907-09 / УССВ-35НVS / HP Proliant DL380 G6 |
|
10 |
ПС 220 кВ Кудьма, ОРУ-35 кВ 2 СШ, КЛ-35 11ЦЛ |
ТФЗМ-35А 600/5, КТ 0,5 Рег. № 26417-04 |
ЗНОМ-35-65 У1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 912-70 |
A2R-3-OL-C25-T+ КТ 0,5S/1,0 Рег. № 14555-02 | |
|
11 |
ПС 220 кВ Кудьма, ЗРУ-6кВ, яч.7 |
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
A1805RL-P4GB-DW-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
|
12 |
ПС 220 кВ Кудьма, ЗРУ-6кВ, яч.16 |
ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
A1805RL-P4GB-DW-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
|
13 |
ПС 220 кВ Кудьма, ЗРУ-6кВ, яч.43 |
ТШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 3972-03 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
A1805RL-P4GB-DW-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
|
14 |
ПС 220 кВ Кудьма, ЗРУ-6кВ, яч.46 |
ТШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 3972-03 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
A1805RL-P4GB-DW-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
|
15 |
ПС 220 кВ Кудьма, ЗРУ-6 кВ, яч. 4 |
ТПОЛ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-02 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
A1805RL-P4GB-DW-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
|
16 |
Новогорьковская ТЭЦ, КРУЭ-35 кВ, 1СШ-35 кВ, яч. 6 ввод с «7Т» |
4MC7(4MC4340XD) 2000/5, КТ 0,2S Рег. № 35056-07 |
4MT12-40,5 (4MU48XD) 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 35057-07 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
17 |
Новогорьковская ТЭЦ, КРУЭ-35 кВ, 1СШ-35 кВ, яч. 11 ввод с «1Т» |
4MC7(4MC4340XD) 1250/5, КТ 0,2S Рег. № 35056-07 |
4MT12-40,5 (4MU48XD) 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 35057-07 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
18 |
Новогорьковская ТЭЦ, КРУЭ-35 кВ, 2СШ-35 кВ, яч. 14 ввод с «2Т» |
4MC7(4MC4340XD) 1250/5, КТ 0,2S Рег. № 35056-07 |
4MT12-40,5 (4MU48XD) 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 35057-07 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-327. Рег. № 41907-09 / УССВ-35НVS / HP Proliant DL380 G6 |
|
19 |
Новогорьковская ТЭЦ, КРУЭ-35 кВ, 2СШ-35 кВ, яч. 19 ввод с «6Т» |
4MC7(4MC4340XD) 2000/5, КТ 0,2S Рег. № 35056-07 |
4MT12-40,5 (4MU48XD) 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 35057-07 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
20 |
Новогорьковская ТЭЦ, КРУЭ-35 кВ, 1СШ 35кВ, яч. 3, ЛЭП-35 кВ 9Ц |
4MC7(4MC4340XD) 300/1, КТ 0,5S Рег. № 35056-07 |
4MT12-40,5 (4MU48XD) 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 35057-07 |
A1805RLQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
|
21 |
Новогорьковская ТЭЦ, КРУЭ-35 кВ, 1СШ 35кВ, яч. 4, ЛЭП-35 кВ 17Ц |
4MC7(4MC4340XD) 300/1, КТ 0,5S Рег. № 35056-07 |
4MT12-40,5 (4MU48XD) 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 35057-07 |
A1805RLQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
|
22 |
Новогорьковская ТЭЦ, КРУЭ-35 кВ, 1СШ 35кВ, яч. 5, фидер 18Ц |
4MC7(4MC4340XD) 200/1, КТ 0,5S Рег. № 35056-07 |
4MT12-40,5 (4MU48XD) 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 35057-07 |
A1805RLQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
|
23 |
Новогорьковская ТЭЦ, КРУЭ-35 кВ, 2СШ 35 кВ, яч. 21, фидер 5Ц |
4MC7(4MC4340XD) 1000/1, КТ 0,5S Рег. № 35056-07 |
4MT12-40,5 (4MU48XD) 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 35057-07 |
A1805RLQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
|
24 |
Новогорьковская ТЭЦ, КРУЭ-35 кВ, 2СШ 35кВ, яч. 22, фидер 13Ц |
4MC7(4MC4340XD) 300/1, КТ 0,5S Рег. № 35056-07 |
4MT12-40,5 (4MU48XD) 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 35057-07 |
A1805RLQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
|
25 |
Новогорьковская ТЭЦ, КРУЭ-35 кВ, 2СШ 35кВ, яч. 23, фидер 19Ц |
4MC7(4MC4340XD) 300/1, КТ 0,5S Рег. № 35056-07 |
4MT12-40,5 (4MU48XD) 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 35057-07 |
A1805RLQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
26 |
Новогорьковская ТЭЦ, РУСН-0,4 кВ ГЩУ панель № 5 |
Т-0,66 300/5, КТ 0,5S Рег. № 36382-07 |
- |
A1805RLQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
RTU-327. Рег. № 41907-09 / УССВ-35НVS / HP Proliant DL380 G6 |
|
27 |
Новогорьковская ТЭЦ, РУСН-0,4 кВ ГЩУ панель № 13 |
Т-0,66 300/5, КТ 0,5S Рег. № 36382-07 |
- |
A1805RLQ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
|
28 |
ПС 220 кВ Кудьма, ЗРУ-6 кВ, яч. 17 |
ТЛО-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 25433-03 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
A1805RL-P4GB-DW-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
|
29 |
ПС 220 кВ Кудьма, ЗРУ-6 кВ, яч. 38 |
ТЛО-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 25433-03 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
A1805RL-P4GB-DW-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
|
30 |
ГПП-4, Ввод 110кВ Т1 |
SB-0.8 250/5, КТ 0,2S Рег. № 20951-06 |
SU-170/S 110000/100 КТ 0,2 Рег. № 37115-08 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
31 |
ГПП-4, Ввод 110кВ Т2 |
SB-0.8 250/5, КТ 0,2S Рег. № 20951-06 |
SU-170/S 110000/100 КТ 0,2 Рег. № 37115-08 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
32 |
ГПП-4, ШСВ 110 кВ |
SB-0.8 250/5, КТ 0,2S Рег. № 20951-06 |
SU-170/S 110000/100 КТ 0,2 Рег. № 37115-08 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
|
33 |
ГПП-4, ОСШ 110 кВ |
SB-0.8 250/5, КТ 0,2S Рег. № 20951-06 |
SU-170/S 110000/100 КТ 0,2 Рег. № 37115-08 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице А.1, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице А.1 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УССВ, УСПД 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 неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности, (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (±6), % |
|
1-3 |
Активная Реактивная |
1,2 1,8 |
2,9 4,5 |
|
4-15, 28, 29 |
Активная Реактивная |
1,3 2,0 |
3,2 5,2 |
|
16-19 |
Активная Реактивная |
0,8 1,2 |
1,2 1,9 |
|
20-25 |
Активная Реактивная |
1,3 2,0 |
2,2 3,7 |
|
26, 27 |
Активная Реактивная |
1,1 1,8 |
2,1 3,6 |
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и при cosф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
33 |
|
Нормальные условия параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - температура окружающей среды для счетчиков, °С - частота, Гц |
от 98 до 102 от 100 до 120 0,8 от +21 до +25 50 |
|
Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9 (sm9) - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды для счетчиков, °С ЕвроАльфа Альфа А1800 Альфа - температура окружающей среды для сервера, °С - температура окружающей среды для УСПД, °С - атмосферное давление, кПа - относительная влажность, %, не более - частота, Гц |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 1 емк от -40 до +70 от -40 до +65 от -40 до +65 от -40 до +55 от +10 до + 30 от +15 до + 25 от 80,0 до 106,7 98 от 49,6 до 50,4 |
|
1 |
2 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее ЕвроАльфа |
50000 |
|
Альфа |
525600 |
|
Альфа А1800 |
120000 |
|
RTU-327 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: ЕвроАльфа - каждого массива профиля мощности при времени интегрирования 30 мин. Составляет, сут, до |
336 |
|
Альфа А1800 - графиков нагрузки для одного канала с интервалом 30 минут, сут, не менее |
1200 |
|
Альфа - каждого массива профиля мощности при времени интегрирования 30 мин., сут. |
35 |
|
УСПД: RTU-327, RTU-327L - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут., не менее |
45 |
|
Сервер БД: - 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 с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика и УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика и УСПД;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. | |
|
Трансформатор тока |
4MC7(4MC4340XD) |
30 | |
|
SB-0.8 |
12 | ||
|
Т-0,66 |
6 | ||
|
ТВТ-35 |
6 | ||
|
ТЛМ-10 |
2 | ||
|
ТЛО-10 |
4 | ||
|
ТПЛ-10с |
2 | ||
|
ТПОЛ-10 |
2 | ||
|
ТПОЛ-20 |
4 | ||
|
ТПОФ |
2 | ||
|
ТПШЛ-10 |
4 | ||
|
ТФЗМ-35А |
4 | ||
|
ТШЛ-10 |
4 | ||
|
Трансформатор напряжения |
4MT12-40,5 (4MU48XD) |
12 | |
|
SU-170/S |
6 | ||
|
ЗНОМ-35-65 У1 |
12 | ||
|
НАМИ-10-95 |
2 | ||
|
НТМИ-6 |
3 | ||
|
НТМИ-6-66 |
4 | ||
|
Счетчик электрической энергии |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
8 | |
|
A1802RL-P4G-DW-4 |
3 | ||
|
A1805RL-P4GB-DW-3 |
9 | ||
|
A1805RLQ-P4GB-DW-4 |
8 | ||
|
A2R-3-AL-C25-T+ |
1 | ||
|
A2R-3-OL-C25-T+ |
2 | ||
|
EA05RL-P2B-3 |
2 | ||
|
Устройство сбора и передачи данных (УСПД) |
RTU-327 |
1 | |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ - 35HVS |
1 | |
|
Основной сервер |
HP Proliant DL380 G6 |
1 | |
|
Автоматизированное рабочее место |
АРМ |
2 | |
|
Документация | |||
|
Методика поверки |
МП 26.51.43-51-7714348389-2018 |
1 | |
|
Формуляр |
ФО 26.51.43-51-7714348389-2018 |
1 | |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43-51-7714348389-2018. «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ЛУКОЙЛ -Нижегороднефтеоргсинтез». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 21.12.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящими в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS) (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 27008-04);
- измеритель влажности и температуры ИВТМ-7 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 15500-12);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ-04 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 33750-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «ЛУКОЙЛ - Нижегороднефтеоргсинтез»». МВИ 26.51.43-517714348389-2018.
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
