Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Нижневартовский филиал ПАО НК "РуссНефть"
| Номер в ГРСИ РФ: | 81980-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Нижневартовский филиал ПАО НК «РуссНефть» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 81980-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Нижневартовский филиал ПАО НК "РуссНефть" |
| Модель | |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 816 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 6 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 6 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 81980-21: Описание типа СИ | Скачать | 168.2 КБ | |
| 81980-21: Методика поверки МП СМО-0502-2021 | Скачать | 10.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Нижневартовский филиал ПАО НК «РуссНефть» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000» и каналообразующую аппаратуру.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ).
АРМ субъекта ОРЭМ по сети Internet с использованием электронной подписи (ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, принимающим сигналы точного времени от глобальных навигационных спутниковых систем (ГНСС) ГЛОНАСС/GPS. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и времени сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД отражают время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
CalcClients.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
E55712D0B1B219065 D63DA949114DAE4 |
MD5 |
|
CalcLeakage.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
B1959FF70BE1EB17C 83F7B0F6D4A132F | |
|
CalcLosses.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
D79874D10FC2B156A 0FDC27E1CA480AC |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Metrology.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
52E28D7B608799BB3 CCEA41B548D2C83 |
MD5 |
|
ParseBin.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
6F557F885B73726132 8CD77805BD1BA7 | |
|
ParseIEC.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
48E73A9283D1E66494 521F63D00B0D9F | |
|
ParseModbus.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
C391D64271ACF4055 BB2A4D3FE1F8F48 | |
|
ParsePiramida.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
ECF532935CA1A3FD3 215049AF1FD979F | |
|
SynchroNSI.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
530D9B0126F7CDC23 ECD814C4EB7CA09 | |
|
VerifyTime.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
1EA5429B261FB0E28 84F5B356A1D1E75 |
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСВ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
ПЛУ-35 кВ №2 | ||||||||
|
1 |
ПЛУ-35 кВ №2, ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ ф.№3 |
ТОЛ-СЭЩ-35 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 51623-12 |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 35000/100 Рег. № 60002-15 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,3 |
±3,0 ±5,5 |
|
2 |
ПЛУ-35 кВ №2, ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ ф.№1 |
ТОЛ-СЭЩ-35 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 51623-12 |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 35000/100 Рег. № 60002-15 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,3 |
±3,0 ±5,5 | |
|
ПС 35 кВ Рославльская | ||||||||
|
3 |
ПС 35 кВ Рославльская, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.102 |
ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 47959-11 |
ЗНОЛП-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 |
|
4 |
ПС 35 кВ Рославльская, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.202 |
ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 47959-11 |
ЗНОЛП-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
ПС 35 кВ Рославльская, ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.2 |
АВК 10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 47171-11 |
ЗНОЛП-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 |
|
6 |
ПС 35 кВ Рославльская, ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.12 |
IMZ 10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 16048-97 АВК 10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 47171-11 |
ЗНОЛП-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
7 |
ПС 35 кВ Рославльская, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.105 |
IMZ 10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 16048-97 |
ЗНОЛП-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
8 |
ПС 35 кВ Рославльская, РУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ОАО МПК АНГГ |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 52667-13 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,7 ±5,2 | |
|
9 |
ПС 35 кВ Рославльская, ввод 0,23 кВ ТСН-1 |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 47959-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,7 ±5,2 | |
|
10 |
ПС 35 кВ Рославльская, ввод 0,23 кВ ТСН-2 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 52667-13 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,7 ±5,2 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
11 |
ПС 35 кВ Рославльская, ввод 0,23 кВ ТСН-3 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 52667-13 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,7 ±5,2 |
|
12 |
ПС 35 кВ Рославльская, ввод 0,23 кВ ТСН-4 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 52667-13 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,7 ±5,2 | |
|
13 |
ПС 35 кВ Рославльская, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.113 |
АВК 10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 47171-11 |
ЗНОЛП-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
ПС 35 кВ Лесная | ||||||||
|
14 |
ПС 35 кВ Лесная, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.№4 |
ТОЛ-10-1-2 У2 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 15128-07 |
ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. № 23544-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 |
|
15 |
ПС 35 кВ Лесная, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.№10 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 2473-69 |
ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. № 23544-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
КТПН №28 6 кВ | ||||||||
|
16 |
КТПН №28 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 52667-13 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,9 ±6,8 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
ПС 35 кВ Мохтиковская | ||||||||
|
17 |
ПС 35 кВ Мохтиковская, КРУН-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.5 |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 800/5 Рег. № 38395-08 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 |
|
18 |
ПС 35 кВ Мохтиковская, КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.14 |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 800/5 Рег. № 38395-08 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
19 |
ПС 35 кВ Мохтиковская, ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 52667-13 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,7 ±5,2 | |
|
20 |
ПС 35 кВ Мохтиковская, ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 52667-13 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,7 ±5,2 | |
|
ПС 110 кВ Западный Могутлор | ||||||||
|
21 |
ПС 110 кВ Западный Могутлор, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-1 |
SB 0,8 Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 55006-13 |
CPB 123 Кл. т. 0,5 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 15853-96 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,8 ±5,3 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
КТПН-2х400 кВА 6 кВ | ||||||||
|
22 |
КТПН-2х400 кВА 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 52667-13 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,9 ±6,8 |
|
23 |
КТПН-2х400 кВА 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 52667-13 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,9 ±6,8 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 | |||||||
|
Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3. Погрешность в рабочих условиях указана: ИК №№ 8-12, 16, 19-23 - для cos9 = 0,8инд, 1=0,02-1,™; ИК №№ 1-7, 13-15, 17, 18 - для cos9 = 0,8инд, 1=0,05-1,™ ; и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 -23 от минус 40°C до плюс 60°C. 4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 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. 6. Допускается замена УСВ-3 на аналогичное утвержденного типа. 7. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
аблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
23 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - частота, Гц - коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды, ОС |
от 99 до 101 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom - ток, % от Ihom: для ИК №№ 8-12, 16, 19-23 для ИК №№ 1-7, 13-15, 17, 18 - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, ОС - температура окружающей среды в месте расположения У СВ-3, ОС - температура окружающей среды в месте расположения сервера БД, ОС |
от 90 до 110 от 2 до 120 от 5 до 120 От 0,5 инд дО 0,8 емк от 49,6 до 50,4 от -40 до +35 от -40 до +60 от -25 до +60 от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики электроэнергии: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.04, ПСЧ-4ТМ.05МК.04.01 (рег. № 46634-11), для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08), для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.08 (рег. № 3669712), для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.08 (рег. № 36697-17) - среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ-3: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
165000 140000 165000 220000 2 45000 2 70000 1 |
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации Счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки, сутки, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД 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 сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени:
- счетчиков (функция автоматизирована);
- сервера БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 минут (функция автоматизирована);
- сбора 30 минут (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-35 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-I |
4 шт. |
|
Трансформатор тока |
АВК 10 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
IMZ 10 |
4 шт. |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 У3 |
27 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОП-0,66 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-1-2 У2 |
2 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
2 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 |
4 шт. |
|
Трансформатор тока |
SB 0,8 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
2 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-6 |
12 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-6 У2 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-6У3 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
CPB 123 |
3 шт. |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 шт. |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
11 шт. |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
6 шт. |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 шт. |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
1 шт. |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04.01 |
1 шт. |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 |
2 шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 шт. |
|
Программное обеспечение |
«Пирамида 2000» |
1 шт. |
|
Методика поверки |
МП СМО-0502-2021 |
1 экз. |
|
Паспорт-Формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.816 ПФ |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Нижневартовский филиал ПАО НК «РуссНефть», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.
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
