Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпромнефть-Хантос" (изм. 2021 г.)
| Номер в ГРСИ РФ: | 82672-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпромнефть-Хантос» (изм. 2021 г.) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ООО «Газпромнефть-Хантос», 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 | 82672-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпромнефть-Хантос" (изм. 2021 г.) |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 822 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 8 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 8 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 24.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 82672-21: Описание типа СИ | Скачать | 471.9 КБ | |
| 82672-21: Методика поверки МП СМО-1605-2021 | Скачать | 10.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпромнефть-Хантос» (изм. 2021 г.) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ООО «Газпромнефть-Хантос», автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включает в себя устройство сбора и передачи данных МИР УСПД-01 (далее по тексту - УСПД), каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК) ООО «Газпромнефть-Хантос», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (радиочасы) МИР РЧ-02 (далее - УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ) ООО «Газпромнефть-Хантос» и АО «Газпром энергосбыт», специализированное программное обеспечение (далее по тексту - ПО) ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ».
ИИК, ИВКЭ, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
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.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- 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.
УСПД в составе ИВКЭ осуществляет:
- один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов измерений;
- хранение результатов измерений в базе данных;
- передачу результатов измерений в ИВК.
- синхронизацию (коррекцию) времени в УСПД и коррекцию времени в счетчиках;
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- формирование отчетных документов;
- ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений, осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации (коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков;
- ведение журнала событий ИВК;
- синхронизацию времени в сервере БД с возможностью коррекции времени в счетчиках электроэнергии и УСПД;
- дистанционный доступ к компонентам АИИС;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между ИВК, АРМ, информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется следующим образом:
- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате
80020 для передачи данных от сервера БД на АРМ;
- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате
80020 для передачи данных от сервера БД или АРМ во внешние системы;
- информация о средствах измерения, при необходимости, передается в виде
электронного документа XML в формате 80030.
Электронные документы XML заверяются электронно-цифровой подписью на АРМ и/или сервере БД
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена МИР РЧ-02, принимающим сигналы точного времени от спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС/GPS. Пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки переднего фронта импульса к шкале координированного времени составляют ±1 мкс. Часы сервера БД синхронизированы с временем МИР РЧ-02, сличение ежесекундное. Часы УСПД синхронизированы с часами сервера БД, корректировка осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов УСПД осуществляется при расхождении часов УСПД и сервера БД на ±1 с. Сличение часов счетчиков с часами УСПД/сервера не реже одного раза в сутки, корректировка часов счетчиков производится при расхождении с часами УСПД/сервера на ±1 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» 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 ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
Программный комплекс СЕРВЕР СБОРА ДАННЫХ MirServsbor.msi |
Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ EnergyRes.msi |
Программа ПУЛЬТ ЧТЕНИЯ ДАННЫХ MirReaderSetup .msi |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.0.0.1 |
2.5 |
2.0.9.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
7d30b09bbf536b7f45db 352b0c7b7023 |
55a532c7e6a3c30405d 702554617f7bc |
6dcfa7d8a621420f8a52 b8417b5f7bbc |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
MD5 |
MD5 |
Системы автоматизированные информационно-измерительные комплексного учета энергоресурсов МИР, в состав которых входит ПО, внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений за № 36357-13.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
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 электроэне ргии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
ИВК |
Основная погрешнос ть, % |
Погрешност ь в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 |
ПП-35 кВ №2 В35-1, оп. 50 |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 51623-12 |
ЗНОЛ-СЭЩ-35-IV Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 54371-13 |
МИР С-03.02Т-EQTLBMN-RG-1T-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 |
— |
Сервер HP ProLiant DL380G5 / МИР РЧ-02 Рег. № 46656-11 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,8 ±4,8 |
|
2 |
ПП 35 кВ №2 В35-2, оп. 50 |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 51623-12 |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 19813-09 |
МИР С-03.02Т-EQTLBMN-RG-1T-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 |
— |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,8 ±4,8 | |
|
3 |
ПКУ 35 кВ №2, оп. 50/7 |
TECV-C3 Кл. т. 0,5S Ктт 100 А / 1 В Рег. № 69430-17 |
TECV-C3 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/1 Рег. № 69430-17 |
ESM-ET55-24-A2E2-05S Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 66884-17 |
— |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 | |
|
4 |
ПКУ 35 кВ №1, оп. 50/7 |
TECV-C3 Кл. т. 0,5S Ктт 100 А / 1 В Рег. № 69430-17 |
TECV-C3 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/1 Рег. № 69430-17 |
ESM-ET55-24-A2E2-05S Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 66884-17 |
— |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 | |
|
5 |
ПКУ 35кВ, оп. 26, ф. № 2 ВЛ-35 кВ «Ореховская» - «ДНС-Ореховская» |
TECV-C3 Кл. т. 0,5S Ктт 100 А / 1 В Рег. № 69430-17 |
TECV-C3 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/1 Рег. № 69430-17 |
ESM-ET55-24-A2E2-05S Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 66884-17 |
— |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 | |
|
6 |
ПКУ 35кВ, оп. 26, ф. № 3 ВЛ-35 кВ «Ореховская» - «ДНС-Ореховская» |
TECV-C3 Кл. т. 0,5S Ктт 100 А / 1 В Рег. № 69430-17 |
TECV-C3 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/1 Рег. № 69430-17 |
ESM-ET55-24-A2E2-05S Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 66884-17 |
— |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
7 |
8 |
9 | ||
|
7 |
ПС 10/35 кВ "ПСП Хантос", КРУН-10 кВ, 1 с.ш., яч. №3 |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 51623-12 |
ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 35956-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
— |
Сервер HP ProLiant DL380G5 / МИР РЧ-02 Рег. № 46656-11 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,8 ±5,3 |
|
8 |
ПС 10/35 кВ "ПСП Хантос", КРУН-10 кВ, 2 с.ш., яч. №22 |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 51623-12 |
ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 35956-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
— |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,8 ±5,3 | |
|
9 |
КТП 10 кВ СН10-1, Т-1 ввод 0,4 кВ |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 28565-05 |
— |
СЭТ-4ТМ.03М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
— |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±4,1 ±7,1 | |
|
10 |
КТП 10 кВ СН10-2, Т-1 ввод 0,4 кВ |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 28565-05 |
— |
СЭТ-4ТМ.03М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
— |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±4,1 ±7,1 | |
|
11 |
ГТС Южно-Приобская, ОРУ 110 кВ, яч. 9 |
ТВГ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 500/5 Рег. № 22440-07 |
CPB 123 Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 15853-06 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
МИР УСПД-01 Рег. № 27420-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,7 ±3,9 | |
|
12 |
ГТС Южно-Приобская, ОРУ 110 кВ, яч. 10 |
ТВГ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 500/5 Рег. № 22440-07 |
CPB 123 Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 15853-06 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,7 ±3,9 | ||
|
13 |
ГТС Южно-Приобская, ОРУ 110 кВ, ОВ |
ТВГ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 500/5 Рег. № 22440-07 |
CPB 123 Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 15853-06 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,7 ±3,9 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
7 |
8 |
9 | ||
|
14 |
ПС 110/35/6 кВ Ореховская, ОРУ 35 кВ ф. №3, КВЛ 35 кВ в сторону ПС «ДНС Ореховская» |
ТВГ-УЭТМ®-35 Кл. т. 0,2S Ктт 300/5 Рег. № 52619-13 |
НАМИ-35 Кл. т. 0,2 Ктн 35000/100 Рег. № 60002-15 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
МИР УСПД-01 Рег. № 27420-08 |
Сервер HP ProLiant DL380G5 / МИР РЧ-02 Рег. № 46656-11 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,7 ±3,9 |
|
15 |
ПС 110/35/6 кВ Ореховская, ОРУ 35 кВ ф. №2, КВЛ 35 кВ в сторону ПС «ДНС Ореховская» |
ТВГ-УЭТМ®-35 Кл. т. 0,2S Ктт 300/5 Рег. № 52619-13 |
НАМИ-35 Кл. т. 0,2 Ктн 35000/100 Рег. № 60002-15 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,7 ±3,9 | ||
|
16 |
ПС 110/35/10 кВ Выкатная, ОРУ 35 кВ, ВЛ 35 кВ К-30-1 |
GIF 40,5 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 30368-05 |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 19813-00 |
BINOM3 39iU3.57I3.5 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 |
МИР УСПД-01 Рег. № 27420-04 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,4 | |
|
17 |
ПС 110/35/10 кВ Выкатная, ОРУ 35 кВ, ВЛ 35 кВ К-30-2 |
GIF 40,5 Кл. т. 0,2S Ктт 150/5 Рег. № 30368-10 |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 19813-00 |
BINOM3 39iU3.57I3.5 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,7 |
±1,8 ±3,6 | ||
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, 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: - для ИК №1-2, 7-8, 11-15 - при cos ф = 0,8 инд, !=0,02Чном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -40 до +60 °C; - для ИК №3-6 - при cos ф = 0,8 инд, !=0,02Чном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -40 до +70 °C; - для ИК №17 - при cos ф = 0,8 инд, !=0,02Чном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -40 до +45 °C; - для ИК №9-10 - при cos ф = 0,8 инд, !=0,05Чном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -40 до +60 °C; - для ИК №16 - при cos ф = 0,8 инд, !=0,05Чном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -40 до +45 °C. 4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, 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 УСПД и УССВ на однотипные утвержденных типов. 7. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 8. 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 приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
17 |
|
Нормальные условия: | |
|
- параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 инд. |
|
- температура окружающей среды, оС |
от +20 до +25 |
|
Условия эксплуатации: | |
|
- параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином - ток, % от 1ном |
от 90 до 110 |
|
для ИК №1-8, 11-15, 17 |
от 2 до 120 |
|
для ИК №9-10, 16 |
от 5 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
|
- частота, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, преобразователей тока и напряжения комбинированных, оС |
от -40 до +55 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчётчиков ИК №1-2, 7-15, оС |
от -40 до +60 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчётчиков ИК №3-6, оС |
от -40 до +70 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчётчиков ИК №16-17, оС |
от -40 до +45 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, оС |
от -10 до +55 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения УССВ, оС |
от -40 до +70 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС |
от +10 до +30 |
|
Надёжность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
|
Электросчётчики: типа МИР С-03.02Т (рег. № 58324-14) | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
290000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч типа ESM-ET55-24-A2E2-05S (рег. № 66884-17) |
2 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
170000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч типа СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08) |
1 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч типа СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) |
2 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч типа СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-17) |
2 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч типа BINOM3 39iU3.57I3.5 (рег. № 60113-15) |
2 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
150000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
|
УСПД МИР УСПД-01 (рег. № 27420-04, 27420-08): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
82500 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
55000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчётчики: - 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях, суток, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее |
45 |
|
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Сервер: - 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 счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике с отражением времени (даты, часов, минут, секунд) коррекции;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервера с отражением времени (даты, часов, минут, секунд) коррекции и расхождения времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий коррекции;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счётчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счётчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 1 раз в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпромнефть-Хантос» (изм. 2021 г.) 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 средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-35-IV |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОП-0,66 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВГ-110 |
9 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВГ-УЭТМ®-35 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
GIF 40,5 |
4 шт. |
|
Преобразователи тока и напряжения измерительные комбинированные высоковольтные |
TECV-C3 |
12 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-35-IV |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-35 |
2 шт. |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
CPB 123 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
3 шт. |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные электронные |
МИР C-O3.O2T-EQTLBMN-RG-1T-H |
2 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.13 |
9 шт. |
|
Счетчики-измерители показателей качества электрической энергии многофункциональные |
BINOM3 391U3.57I3.5 |
2 шт. |
|
Устройства измерительные многофункциональные |
ESM-ET55-24-A2E2-05S |
4 шт. |
|
Устройства сбора и передачи данных |
МИР УСПД-01 |
3 шт. |
|
Радиочасы |
МИР РЧ-02 |
1 шт. |
|
Сервер БД |
HP ProLiant DL380G5 |
1 шт. |
|
Программное обеспечение |
ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» |
1 компл. |
|
Методика поверки |
МП СМО-1605-2021 |
1 экз. |
|
Паспорт-формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.822 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) ООО «Газпромнефть-Хантос» (изм. 2021 г.), аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011.
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
