Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Юганскнефтегаз" (5-я очередь)
| Номер в ГРСИ РФ: | 76967-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "РН-Энерго", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Юганскнефтегаз» (5-я очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, 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 | 76967-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Юганскнефтегаз" (5-я очередь) |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 5 |
Производитель / Заявитель
ООО "РН-Энерго", г.Красногорск
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 | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 76967-19: Описание типа СИ | Скачать | 118.8 КБ | |
| 76967-19: Методика поверки МП ЭПР-207-2019 | Скачать | 11.6 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Юганскнефтегаз» (5-я очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, 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 сбора данных (сервер СД), сервер баз данных (сервер БД), программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+», радиосервер точного времени, каналообразующую аппаратуру, автоматизированное рабочее место (АРМ), 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на соответствующее УСПД, где осуществляется накопление и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Передача данных от УСПД на сервер СД осуществляется при помощи технических средств приема-передачи данных.
На сервере СД осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Также сервер СД может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде.
От сервера СД результаты измерений, а также информация о состоянии средств и объектов измерений передаются на сервер БД, на котором осуществляется хранение поступающей информации. Далее по запросам сервера СД происходит выборка данных на сервере БД для формирования xml-файлов установленных форматов, которые в автоматическом режиме передаются по электронной почте на АРМ ООО «РН-Энерго».
Передача информации от АРМ ООО «РН-Энерго» 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, состояний 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.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера СД, радиосервер точного времени РСТВ-01-01, синхронизирующий часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Сравнение показаний часов сервера СД с РСТВ-01-01 осуществляется непрерывно, корректировка часов сервера производится при расхождении на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера СД осуществляется 1 раз в 30 мин, корректировка часов УСПД производится при расхождении на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами соответствующего УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (не реже 1 раза в сутки). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера сбора данных 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+». 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 |
ASCUE MZ4.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.1.1 | |
|
Цифровой идентификатор ПО |
f851b28a924da7cde6 a57eb2ba15af0c |
cda718bc6d123b63a 8822ab86c2751ca |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
M |
D5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер/ Устройство синхронизации времени |
Вид электрической энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 |
ПС 110 кВ Приморская, РУ-110 кВ, В 110 кВ 1Т |
TG145N Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С |
СРВ 123 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 Фазы: А; В; С |
A1802RALXQV-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
TK16L Рег. № 36643-07 |
HP Proliant DL380 Gen 9 РСТВ-01- 01 Рег. № 40586-12 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,5 2,5 |
|
2 |
ПС 110 кВ Приморская, РУ-110 кВ, В 110 кВ 2Т |
TG145N Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С |
СРВ 123 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 Фазы: А; В; С |
A1802RALXQV-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
TK16L Рег. № 36643-07 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,5 2,5 | |
|
3 |
ПС 110 кВ Лунная, ОРУ-35кВ, ВЛ 35 кВ КНС-12-1 |
ТФМ-35-II Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 17552-06 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС |
А^-3-АЬ-С29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 14555-02 |
Шлюз Е-422 Рег. № 36638-07 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 5,0 | |
|
4 |
ПС 110 кВ Лунная, ОРУ-35кВ, ВЛ 35 кВ КНС-12-2 |
ТФН-35М Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС |
А^-3-АЬ-С29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 14555-02 |
Шлюз Е-422 Рег. № 36638-07 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
5 |
ПС 110 кВ Лунная, ОРУ-35кВ, ВЛ 35 кВ ЦПС-1 |
ТОЛ-35 III Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 47959-11 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС |
А^-3-АЬ-С29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 14555-02 |
Шлюз Е-422 Рег. № 36638-07 |
HP Proliant DL380 Gen 9 РСТВ-01- 01 Рег. № 40586-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 5,0 |
|
6 |
ПС 110 кВ Лунная, ОРУ-35кВ, ВЛ 35 кВ ЦПС-2 |
GIF 40,5 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 30368-10 Фаза: А ТОЛ-35 III Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 21256-07 Фаза: С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС |
А^-3-АЬ-С29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 14555-02 |
Шлюз Е-422 Рег. № 36638-07 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 5,0 | |
|
7 |
ПС 110 кВ Островная, ОРУ-35кВ, СШ2, Яч.7, ВЛ-35 кВ Шмырин-ская-2 |
GIF 40,5 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 30368-10 Фазы: А; В; С |
GEF 40,5 Кл.т. 0,5 35000/\ 3/100/\3 Рег. № 30373-10 Фазы: А; В; С |
A1802RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
TK16L.11 Рег. № 39562-13 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 | |
|
8 |
ПС 110 кВ Островная, ОРУ-35кВ, СШ2, Яч.6, ВЛ-35 кВ Север-2 |
GIF 40,5 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 30368-10 Фазы: А; В; С |
GEF 40,5 Кл.т. 0,5 35000/\ 3/100/\3 Рег. № 30373-10 Фазы: А; В; С |
A1802RALX-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
TK16L.11 Рег. № 39562-13 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
9 |
ПС 110 кВ Островная, ОРУ-35кВ, СШ1, Яч.3, ВЛ-35 кВ Сургутская-1 |
GIF 40,5 Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. № 30368-10 Фазы: А; В; С |
GEF 40,5 Кл.т. 0,5 35000/\ 3/100/\3 Рег. № 30373-10 Фазы: А; В; С |
A1802RALX-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
TK16L.11 Рег. № 39562-13 |
HP Proliant DL380 Gen 9 РСТВ-01- 01 Рег. № 40586-12 |
Активная Реактивная |
0,9 1,6 |
1,6 2,7 |
|
10 |
ПС 110 кВ Островная, ОРУ-35кВ, СШ2, Яч.8, ВЛ-35 кВ Сургутская-2 |
GIF 40,5 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 30368-10 Фазы: А; В; С |
GEF 40,5 Кл.т. 0,5 35000/\ 3/100/\3 Рег. № 30373-10 Фазы: А; В; С |
A1802RALX-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
TK16L.11 Рег. № 39562-13 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |
|
11 |
ПС 110 кВ Фасаховская, ОРУ-110 кВ, В-110 кВ 1Т |
TG145N Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С |
СРВ 123 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 Фазы: А; В; С |
A1802RALXQV-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
TK16L Рег. № 36643-07 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,5 2,5 | |
|
12 |
ПС 110 кВ Фасаховская, ОРУ-110 кВ, В-110 кВ 2Т |
TG145N Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С |
СРВ 123 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 Фазы: А; В; С |
A1802RALXQV-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
TK16L Рег. № 36643-07 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,5 2,5 | |
|
13 |
ПС 110 кВ Северный Салым, ЗРУ-6кВ Северо-салымская, СШ1 6 кВ, Ввод-6кВ |
ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 6811-78 Фазы: А; В; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Шлюз Е-422 Рег. № 36638-07 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
14 |
ПС 110 кВ Северный Салым, ЗРУ-6кВ Северо-салымская, СШ2 6кВ, Ввод-6кВ |
ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 6811-78 Фазы: А; В; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Шлюз Е-422 Рег. № 36638-07 |
HP Proliant DL380 Gen 9 РСТВ-01- 01 Рег. № 40586-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
15 |
ПС 110 кВ Приразломная, ЗРУ 6 кВ ПГТЭС, СШ1 6кВ, Ввод- 6 кВ |
ТЛШ10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 11077-89 Фазы: А; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС |
A1802RALXQV-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
TK16L Рег. № 36643-07 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 | |
|
16 |
ПС 110 кВ Приразломная, ЗРУ 6 кВ ПГТЭС, СШ2 6кВ, Ввод-6 кВ |
ТЛШ10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 11077-89 Фазы: А; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС |
A1802RALXQV-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
TK16L Рег. № 36643-07 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 | |
|
17 |
ПС 110 кВ Мамонтовская, РУ-110 кВ, В 110 кВ 1Т |
TG145N Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С |
СРВ 123 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 15853-06 Фазы: А; В; С |
А1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
TK16L.10 Рег. № 39562-13 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |
|
18 |
ПС 110 кВ Мамонтовская, РУ-110 кВ, В 110 кВ 2Т |
TG145N Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С |
СРВ 123 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 15853-06 Фазы: А; В; С |
А1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
TK16L.10 Рег. № 39562-13 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
19 |
ПС 110 кВ Бекмеметьев-ская, РУ-110 кВ, В 110 кВ 1Т |
TG145N Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С |
СРВ 123 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 15853-06 Фазы: А; В; С |
A1802RALXQV-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
TK16L Рег. № 36643-07 |
HP Proliant DL380 Gen 9 РСТВ-01- 01 Рег. № 40586-12 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,5 3,1 |
|
20 |
ПС 110 кВ Бекмеметьев-ская, РУ-110 кВ, В 110 кВ 2Т |
TG145N Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С |
СРА 123 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 47846-11 Фазы: А; В; С |
A1802RALXQV-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
TK16L Рег. № 36643-07 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,5 3,1 | |
|
21 |
ПС 110 кВ Корниловская, РУ-110 кВ, В 110 кВ 1Т |
TG145N Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 30489-05 Фазы: А; В; С |
СРВ 123 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 15853-06 Фазы: А; В; С |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
TK16L.10 Рег. № 39562-13 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 5,0 | |
|
22 |
ПС 110 кВ Корниловская, РУ-110 кВ, В 110 кВ 2Т |
TG145N Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 30489-05 Фазы: А; В; С |
СРВ 123 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 15853-06 Фазы: А; В; С |
A1802RAL- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
TK16L.10 Рег. № 39562-13 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 5,0 | |
|
23 |
ПС 110 кВ Иглинская, ЗРУ 6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.5, КЛ 6 кВ ОП-1 в сторону ЗРУ 6 кВ КНС 2ЮБ |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 2000/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С |
НАМИ-10-95 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 60002-15 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Шлюз Е-422 Рег. № 36638-07 |
Активная Реактивная |
0,9 1,6 |
1,6 2,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
24 |
ПС 110 кВ Иглинская, ЗРУ 6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.4, КЛ 6 кВ ОП-2 в сторону ЗРУ 6 кВ КНС 2ЮБ |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 2000/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С |
НАМИ-10-95 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 60002-15 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Шлюз Е-422 Рег. № 36638-07 |
HP Proliant DL380 Gen 9 РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 |
Активная Реактивная |
0,9 1,6 |
1,6 2,7 |
|
25 |
ПС 35 кВ 152, ЗРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.8, ф.152-08 |
ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 7069-02 Фазы: А; С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС |
EPQS 122 21.12LL Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 25971-06 |
TK16L.10 Рег. № 39562-13 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 | |
|
26 |
ПС 35 кВ 152, ЗРУ-6 кВ, 2СШ 6кВ, яч.14, ф.152-14 |
ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 7069-02 Фазы: А; С |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС |
EPQS 122 21.12LL Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 25971-06 |
TK16L.10 Рег. № 39562-13 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 |
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 №№ 1-3, 5, 6, 9, 11, 12, 18-24 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; cos9 = 0,8инд.
4 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 утвержденных типов, а также замена серверов 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 |
26 |
|
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
ток, % от 1ном для ИК №№ 1-3, 5, 6, 9, 11, 12, 18-24 |
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 №№ 1-3, 5, 6, 9, 11, 12, 18-24 |
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 в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и | |
|
УСПД, °С |
от +10 до +30 |
|
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +15 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типов Альфа А1800, Альфа: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
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 счетчиков типа 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 EPQS: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
72 |
|
для TK16L, ТК16Ы1: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
55000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для Шлюз Е-422: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для РСТВ-01-01: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
55000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
1 |
2 |
|
для серверов: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: для счетчиков типа Альфа А1800: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
180 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
30 |
|
для счетчиков типа Альфа: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
70 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
3 |
|
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
113 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
для счетчиков типа EPQS: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
100 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
для TK16L, TK16L.i1, Шлюз Е-422: 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 |
10 |
|
для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания серверов и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
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;
серверов.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
серверов.
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 |
TG145N |
30 |
|
Трансформаторы тока |
ТФМ-35-II |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТФН-35М |
2 |
|
Трансформаторы тока опорные |
ТОЛ-35 III |
2 |
|
Трансформаторы тока |
GIF 40,5 |
13 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-35 III |
1 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛШ-10 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛШ10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
GEF 40,5 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-35 УХЛ1 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10-2 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения измерительные |
СРА 123 |
15 |
|
Трансформаторы напряжения |
СРВ 123 |
15 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-10-95 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
2 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
16 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
Альфа |
4 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
4 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
EPQS |
2 |
|
Радиосерверы точного времени |
РСТВ-01-01 |
1 |
|
Устройства сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов |
TK16L |
4 |
|
Контроллеры терминальные |
TK16L.10 |
3 |
|
Контроллеры терминальные |
TK16L.i1 |
1 |
|
Устройства для автоматизации измерений и учета энергоресурсов |
Шлюз Е-422 |
3 |
|
Сервер СД |
HP Proliant DL380 Gen 9 |
1 |
|
Сервер БД |
HP Proliant DL380 Gen 9 |
1 |
|
Методика поверки |
МП ЭПР-207-2019 |
1 |
|
Формуляр |
770652.411789.005.ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-207-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Юганскнефтегаз» (5-я очередь). Методика поверки», утвержденному
ООО «ЭнергоПромРесурс» 29.10.2019 г.
Основные средства поверки:
- в соответствии с методиками поверки средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 46656-11);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 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
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «РН-Юганскнефтегаз» (5-я очередь)», свидетельство об аттестации № 236/RA.RU.312078/2019.
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
