Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО АНК "Башнефть" "Башнефть-Новойл"
| Номер в ГРСИ РФ: | 84784-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть", г.Уфа |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Новойл» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами Филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Новойл», сбора, хранения и обработки полученной информации. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления выработкой и потреблением электроэнергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 84784-22 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО АНК "Башнефть" "Башнефть-Новойл" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 907 |
Производитель / Заявитель
Публичное акционерное общество "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" (ПАО АНК "Башнефть"), г. Уфа
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 | 24.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 84784-22: Описание типа СИ | Скачать | 307.2 КБ | |
| 84784-22: Методика поверки | Скачать | 12.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Новойл» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами Филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Новойл», сбора, хранения и обработки полученной информации. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления выработкой и потреблением электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) и 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 электроустановки (далее -ИВКЭ), который включает в себя устройство сбора и обработки данных (далее - УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, обработку и хранение ее, передачу на верхний уровень.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя серверы сбора, обработки и хранения баз данных (основной и резервный), расположенные в центре обработки данных (далее - ЦОД) филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфанефтехим» (далее - серверы АИИС КУЭ), автоматизированные рабочие места операторов ЦОД и филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Новойл», технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), программное обеспечением ПК «Энергосфера», а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, обработку и хранение ее, передачу отчетных документов коммерческому оператору оптового рынка электроэнергии и мощности и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (далее - ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются 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 код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. На выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих физических величин:
- активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;
- средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.
На выходе счетчиков ИК № 1-13 измерительная информация присутствует с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, на выходе счетчиков ИК № 14-17, - без учета коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
УСПД автоматически с заданной периодичностью или по запросу по линиям связи интерфейса RS-485 опрашивает счетчики ИК № 16-17 и считывает 30-минутные данные
коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) программный комплекс (ПК) «Энергосфера» автоматически с заданной периодичностью или по запросу выполняет считывание из УСПД данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий счетчиков ИК № 16-17, опрашивает счетчики ИК № 1-15 и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН (только для счетчиков ИК №14-15), перевод измеренных значений в именованные физические величины), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Считывание сервером АИИС КУЭ данных из УСПД осуществляется посредством сотовой сети связи стандарта GSM 900/1800 и глобальной сети Internet; из счетчиков - при помощи проводных линий интерфейса RS-485 и Ethernet или пакетной передачи данных GPRS и оптических линий связи локальной вычислительной ПАО АНК «Башнефть». При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием ноутбука через встроенный оптический порт.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet в формате XML-макетов в соответствии с Приложением № 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Сервер АИИС КУЭ объединяет измерительную информацию от ИК, перечисленных в таблице 2, и полученную от АИИС КУЭ третьих лиц, выполняет хранение поступившей информации, производит формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML), передачу в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ» по электронной почте подписанных, при необходимости, электронной подписью XML-макетов. Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета, а также журналы событий соотнесены с московским временем.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК, ИВКЭ и ИВК.
В состав СОЕВ входят УССВ, часы сервера АИИС КУЭ, УСПД, счетчиков.
Шкала времени в СОЕВ формируется УССВ на основе приемника сигналов точного времени от глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера АИИС КУЭ проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ более чем на ±1 с.
Сличение показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к УСПД, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с.
Сличение показаний часов счетчиков ИК № 16-17 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±2 с.
Сличение показаний часов счетчиков ИК № 1-15 и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчику, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» 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 «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» 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 |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метроло характе И |
гические ристики К | ||||
|
Наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД/ уссв |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ГПП-4 110 кВ, РУ-35 кВ, ввод 35 кВ 1Т |
ТПОЛ-35 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 5717-76 |
ЗНОМ-35 У1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/^3:100/^3 Рег. № 51200-12 |
ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1 Рег. № 39235-08 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,8 |
±3,1 ±7,1 | |
|
2 |
ГПП-4 110 кВ, РУ-6 кВ, 1 секция, ввод 6 кВ 1Т |
ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 3000/5 Рег. № 1423-60 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1 Рег. № 39235-08 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,8 |
±3,1 ±7,1 | |
|
3 |
ГПП-4 110 кВ, РУ-6 кВ, 2 секция, ввод 6 кВ 1Т |
ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 3000/5 Рег. № 1423-60 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1 Рег. № 39235-08 |
УСВ-2 Рег. № 41681 10 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,8 |
±3,1 ±7,1 |
|
4 |
ГПП-4 110 кВ, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ ТСН-1 |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 2363-68 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1 Рег. № 39235-08 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,8 |
±3,1 ±7,1 | |
|
5 |
ГПП-4 110 кВ, РУ-35 кВ, ввод 35 кВ 2Т |
ТПОЛ-35 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 5717-76 |
ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/^3:100/^3 Рег. № 912-70 |
ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1 Рег. № 39235-08 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,8 |
±3,1 ±7,1 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
6 |
ГПП-4 110 кВ, РУ-6 кВ, 3 секция, ввод 6 кВ 2Т |
ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 3000/5 Рег. № 1423-60 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1 Рег. № 39235-08 |
УСВ-2 Рег. № 41681 10 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,8 |
±3,1 ±7,1 |
|
7 |
ГПП-4 110 кВ, РУ-6 кВ, 4 секция, ввод 6 кВ 2Т |
ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 3000/5 Рег. № 1423-60 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1 Рег. № 39235-08 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,8 |
±3,1 ±7,1 | |
|
8 |
ГПП-4 110 кВ, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ ТСН-2 |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 2363-68 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1 Рег. № 39235-08 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,8 |
±3,1 ±7,1 | |
|
9 |
ЦРП-2 35 кВ, РУ-6 кВ, 2 секция, яч. 29, КЛ-6 кВ ф. 29 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 25433-08 |
ЗНОЛПМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/^3:100/^3 Рег. № 46738-11 |
ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1 Рег. № 39235-08 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,8 |
±3,1 ±7,1 | |
|
10 |
ЦРП-РМБ 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 секция, яч. 3, КЛ-6 кВ ф. 3 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 1276-59 |
НТМК-6-48 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 323-49 |
ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1 Рег. № 39235-08 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,8 |
±3,1 ±7,1 | |
|
11 |
ЦРП-РМБ 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 секция, яч. 1, КЛ-6 кВ ф. 1 |
ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 22192-07 |
НТМК-6-48 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 323-49 |
ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1 Рег. № 39235-08 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,8 |
±2,8 ±6,9 | |
|
12 |
ЦРП-РМБ 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 секция, яч. 2, КЛ-6 кВ ф. 2 |
ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 22192-07 |
НТМК-6-48 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 323-49 |
ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1 Рег. № 39235-08 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,8 |
±2,8 ±6,9 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
13 |
ПС-121 6 кВ, 1 секция 6 кВ, яч.12 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 1261-02 |
НОМ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 159-49 |
ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1 Рег. № 39235-08 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,8 |
±3,1 ±7,1 | |
|
14 |
ПС-124 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 секция, яч.10 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1261-02 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/^3:100/^3 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
УСВ-2 Рег. № 4168110 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 |
|
15 |
ПС-124 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 секция, яч.13 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1261-02 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/^3:100/^3 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
16 |
ПС 220 кВ НПЗ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ НПЗ -ГПП-4 НУНПЗ |
SB 0,8 Кл. т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 20951-08 |
VCU-123 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3:100/^3 Рег. № 53610-13 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С70 Рег. № 2882205 / УСВ-2 Рег. № 4168110 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,7 ±3,9 |
|
17 |
ПС 220 кВ НПЗ, ОРУ-110 кВ, ОВ 1-3 |
ТВГ-УЭТМ®-110 Кл. т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 52619-13 |
VCU-123 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/^3:100/^3 Рег. № 53610-13 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,7 ±3,9 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 | |||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
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 №1-10, 13 - при cos ф = 0,8 инд, !=0,053ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 до +70 °C; - для ИК №11-12 - при cos ф = 0,8 инд, !=0,023ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 до +70 °C; - для ИК №14-15 - при cos ф = 0,8 инд, !=0,053ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 до +60 °C; - для ИК №16-17 - при cos ф = 0,8 инд, !=0,023ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 до +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 УСПД и УССВ на аналогичные утвержденного типа. 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 АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
17 |
|
Нормальные условия: | |
|
- параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos ф |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, C |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: | |
|
- параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином - ток, % от 1ном: |
от 90 до 110 |
|
для ИК №1-10, 13-15 |
от 5 до 120 |
|
для ИК №11-12, 16-17 |
от 2 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, C - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков |
от -40 до +70 |
|
электроэнергии, C: | |
|
для ИК №1-13 |
от -40 до +70 |
|
для ИК №14-17 |
от -40 до +60 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, C |
от +10 до +35 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, C |
от +10 до +35 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения УССВ, C |
от +10 до +35 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
|
- Счетчики электроэнергии: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
|
счетчики типа ExpertMeter 720 (EM 720), рег. № 39235-08 |
92000 |
|
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03М, рег. № 36697-08 |
140000 |
|
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03М, рег. № 36697-12 |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч - УСПД: |
2 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более - Сервер: |
2 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165974 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч - УССВ: |
1 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации: - Счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее счетчики типа ExpertMeter 720 (EM 720), рег. № 39235-08 |
365 |
|
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03М, рег. № 36697-08 |
113 |
|
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03М, рег. № 36697-12 |
114 |
|
- при отключении питания, лет, не менее счетчики типа ExpertMeter 720 (EM 720), рег. № 39235-08 |
20 |
|
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03М, рег. № 36697-08, № 36697-12 |
40 |
|
- УСПД: - тридцатиминутный профиль нагрузки, сутки, 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 и УСПД 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.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей измерительных трансформаторов;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании (возможность установки многоуровневых паролей):
- счётчика электроэнергии;
- УСПД;
- сервера;
- кодирование результатов измерений при передаче.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и
восстановления напряжения;
- перерывы питания электропитания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления;
- журнал УСПД:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
- попыток несанкционированного доступа;
- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;
- перезапусков ИВКЭ;
- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- результатов самодиагностики;
- отключения питания;
- полученные с уровней ИИК журналы событий;
- журнал сервера:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
- перерывы электропитания;
- программные и аппаратные перезапуски;
- установка и корректировка времени;
- переход на летнее/зимнее время;
- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени;
- замена счетчика;
- полученные с уровней ИИК и ИВКЭ журналы событий.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (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.
аблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количест во |
|
Трансформаторы тока встроенные |
SB 0,8 |
3 шт. |
|
Трансформаторы тока встроенные |
ТВГ-УЭТМ®-110 |
3 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-35 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
3 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10 |
2 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10-М |
4 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
4 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПШЛ-10 |
12 шт. |
|
Трансформаторы напряжения емкостные |
VCU-123 |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35 У1 |
3 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
3 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06 |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛПМИ-6 |
3 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НОМ-6 |
2 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
4 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМК-6-48 |
2 шт. |
|
Счетчики многофункциональные и анализаторы качества электрической энергии |
ExpertMeter 720 (EM 720) |
13 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
4 шт. |
|
УСПД (Контроллеры сетевые индустриальные) |
СИКОН С70 |
1 шт. |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 шт. |
|
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
1 шт. |
|
Паспорт-формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.907 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) Филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Новойл», 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
