Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" 3 очередь
- ООО "Росэнергосервис", г.Владимир
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:56041-13
- 07.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" 3 очередь
| Основные | |
| Тип | |
| Год регистрации | 2013 |
| Дата протокола | Приказ 1597 п. 01 от 12.10.2014Приказ 1497 п. 35 от 19.12.2013 |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Примечание | 12.10.2014 Внесены изменения в описание типа |
| Срок действия сертификата | .. |
| Страна-производитель | Россия |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 3 очередь (далее - АИ-ИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Настоящее описание типа АИИС КУЭ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 3 очередь является дополнением к описаниям типа АИИС КУЭ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», регистрационный №44693-10, АИИС КУЭ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» с Изменением №1, регистрационный №44693-12, АИИС КУЭ ОАО «Газ-промнефть-Ноябрьскнефтегаз» с Изменением №1, №2, регистрационный № 44693-13 и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, приведенных в таблице 2.
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 - трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии, по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса энергоустановки (ИВКЭ), включает устройства сбора и передачи данных ПС 220/110/35/10/6 кВ «Пуль-Яха» (УСПД) ЭКОМ-3000М (Зав.№ 07050886), ПС 110/35/10/6 кВ «Орловская» (УСПД) МИР УСПД-1 (Зав.№ 07035) технические средства приема/передачи данных (каналообразующая аппаратура) и программное обеспечение (ПО).
3-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИВК) ПС 220/110/35/10/6 кВ «Пуль-Яха», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных, устройства синхронизации системного времени и ПО.
4-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ОАО «Газ-промнефть-Ноябрьскнефтегаз», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и ПО.
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 преобразуют 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 по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, осуществляется ее хранение, накопление и передача накопленных данных на третий уровень системы.
На третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов в ПС 220/110/35/6 кВ «Пуль-Яха» передача информации о результатах измерений, состоянии средств измерений в формате XML-макетов 80020, 80030 в ИВК АИИС КУЭ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» через канал Internet.
На верхнем - четвертом уровне системы - ИВК АИИС КУЭ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК АИИС КУЭ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», с периодичностью раз в сутки или по запросу получает от ИВК ПС 220/110/35/6 кВ «Пуль-Яха» и УСПД ПС 110/35/10/6 кВ «Орловская» данные коммерческого учета для каждого канала учета за сутки. Данные содержат информацию о 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии, состоянии средств измерений (журналы событий устройств сбора и передачи данных и счетчиков электроэнергии) на соответствующих АИИС КУЭ.
В АИИС КУЭ реализован информационный обмен данными макетами XML формата 80020, 80030 со смежными системами: Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Сибнефтепровод". Измерительно-информационный комплекс НПС "Суторминская", регистрационный № 34446-07; Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Северная энергетическая компания", регистрационный № 44832-10.
Измерительная информация записывается в базу данных. АРМ субъекта оптового рынка подключенный к базе данных (ИВК) в автоматическом режиме, с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам (ПАК ОАО «АТС», ИВК филиала «СО ЕЭС» Тюменского РДУ, смежным субъектам).
Передача данных в ПАК ОАО «АТС», ИВК филиала «СО ЕЭС» Тюменского РДУ от ИВК ПС 220/110/35/6 кВ «Пуль-Яха» и УСПД ПС 110/35/10/6 кВ «Орловская» - осуществляется через ИВК ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, состоящей из устройства синхронизации системного времени радиочасов МИР РЧ-01, предназначенных для приема сигналов GPS и выдачи последовательного импульсного временного кода; пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки переднего фронта импульса к шкале координированного времени составляют ± 1 мкс. Время сервера ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» синхронизировано со временем радиочасов МИР РЧ-01, сличение ежесекундное.
Часы УСПД синхронизированы с часами сервера БД, корректировка осуществляется каждые 60 мин.
Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» используется программное обеспечение ПК "УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ" версии 1.9.6, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. 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 ПК "УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ".
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Наименование ПО | Идентиф икацион-ное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| МИР Сервера Тревог | Al arm S erver\Al arm Cfg.dll | 1.0.0.17 | ac64a9d1b6d0bd7aa 5d63a172d2bdae5 | md5 |
| Сервер тревог | Al arm S erver\Al armS rv.exe | 2.0.0.135 | f77c90eac79a2cacd8 e5656167cc63a2 | md5 |
| SCADA МИР | Al armVi ewer\Al arm View.ocx | 1.1.1.15 | 0bd990a61d53e8755 2da00bcdb6f3b87 | md5 |
| SCADA МИР | Al armVi ewer\Al arm Worker3.exe | 1.1.1.4 | 530fd39047bebb240 a48cbf582a3d6c3 | md5 |
| SCADA МИР | Aristo\aristo.exe | 1.0.0.3 | 3c1842a7d039715aa 4425d8bee980d5e | md5 |
| Сервер авторизации | Auth S erver\AuthCnf g.dll | 2.1.0.5 | b0fc2c20b022ef19f2 86ebd23f11188c | md5 |
| Сервер авторизации | Auth S erver\Auth S er v.exe | 2.0.0.2 | 1adfcc25983d8f7d27 281202788c2a58 | md5 |
| Конфигуратор контроллеров МИР | ControllerCfgMir_0 14\ControllerCfgMir .exe | 1.0.2.33 | 35d83f7c37df50358 76a1c68e21d782c | md5 |
| МИР Центр управления | C ontrolC enterAuth\s tarter.exe | 3.0.0.25 | f6eaae95770b43492 0f5478c50e66db7 | md5 |
| ПК "Учет энергоресурсов" | EnergyRes\Account. exe | 1.0.2.55 | 78168613562b6227d 28c90335ad4cfd9 | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\AppConf .dll | 2.1.0.218 | 47a9440cc7024a0b6 42603e8acf67431 | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\APPSER V.DLL | 2.1.0.670 | cd00abbb467afa2c2c b9a19d2b16f01b | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\AUT OU PD.EXE | 2.1.0.91 | 30a5f29d4b899f48ea bdd76a7ea674c6 | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\CalcPow ers.exe | 2.1.1.8 | e2c2d830bc2e93e5e 8fc5c9593b89164 | md5 |
| ПК "Учет энергоресурсов" | EnergyRes\ENERG YADMIN.EXE | 1.1.3.39 | 5e3b414d8ba3ba937 95ec5c0f142cf07 | md5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\ImpExp XML.dll | 2.1.0.116 | 42f0006ede04c3d9df 633b1ff0b3fe5d | md5 |
| The cURL library | EnergyRes\libcurl_e x.dll | 7.20.0.0 | 2bee3f358efb6dc64c 9688939d0810ae | md5 |
| MirImpExp | EnergyRes\MirImpE xp.exe | 2.4.5.6 | 9d6e32f0a01c29623 83e9a5d806ae3a4 | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\ReplSvc. exe | 2.1.0.100 | 9d3d9232247d0604d 278d0ba6a6d1950 | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\Reports2. exe | 2.10.0.587 | d7546c15ffac1fcbc0 a5cd493f633379 | md5 |
| Borland Socket Server | EnergyRes\scktsrvr. e xe | 11.1.2902.10492 | aed35de2c9e8f84e59 510c777d9355dd | md5 |
| Служба сбора данных | EnergyRes\S ervi ceD ataCapture.exe | 1.0.2.11 | 2be9d9d942ad0c7c8 01e268da6780c67 | md5 |
| EnergyRes\SPECIFI CNORM.DLL | 1.0.0.109 | 6d88f8be081970bbc 18c6f8f282377a5 | md5 | |
| SpecificNorm | EnergyRes\Specific Norm.exe | 1.1.2.11 | 451506f4cdc84024f6 1d73fe3ba5efce | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\W atchDo g.exe | 2.1.0.28 | e471f967897c123ab 424ddd1c517617a | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\W ebServ .exe | 2.1.0.88 | 9cd1b88c5d22b713a f6acf6bb254c8f6 | md5 |
| Каскад | GoldenWay\goldenw ay.exe | 1.2.0.18 | 3c0a24e1cb9bc01b0 d5f532487eebde4 | md5 |
| ПК Центр синхронизации времени | GPSServer\GPSCnfg .dll | 1.0.0.2 | 0db7f9859e3e4e6b2 362aae9a5106fe8 | md5 |
| ПК Центр синхронизации времени | GPSServer\GPSServ ice.exe | 1.0.0.2 | b323e928abcc5ae1ce 623c158f22be7c | md5 |
| ПК Центр синхронизации времени | GPSS erver\Monitor GPS.exe | 1.0.0.2 | ae547ea3f11465a088 e4a1ee079ff7cb | md5 |
| OPC сервер "Омь" | OPCServerV30\Mir Drv.dll | 2.2.2.180 | d54b64a1dd0f02421 52e7d79fa99e7c9 | md5 |
| Библиотека драйверов "Канал счетчика электроэнергии" | OPCServerV30\Plug ins\EChannel.dll | 2.0.0.0 | 82cb2bd92be53e4ea 6229a6b0584444f | md5 |
| Библиотека драйверов "Счетчики электрические" | OPCServerV30\Plug ins\SchElectric.dll | 4.1.3.1 | a2d66d6a71fa575d6 9fc5593a4d3a164 | md5 |
| Библиотека драйверов "Системный монитор" | OPCServerV30\Plug ins\SysEvent.dll | 1.0.2.2 | 30397da31e4736dd4 3172942d59f67b6 | md5 |
| ОРС сервер | OPCServerV30\Serv erOm3.exe | 3.1.0.28 | e8b38b56979871f96 572216af31bd384 | md5 |
| Конфигуратор УСПД | USPDConf\USPDCo nfEx.exe | 4.0.5.195 | b20d92b46e861b060 2ed283fa07b5ccb | md5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Конфигуратор УСПД | USPDConf\USPDCo nfEx Old.exe | 4.0.0.179 | 8030b932f43236770 f233b97e0af1c23 | md5 |
| CodeGear RAD Studio | WebCalcPowers\Bor land.Delphi.dll | 12.0.3210.17555 | 314eb92f881d9a9d7 8e148bfaad3fad0 | md5 |
| CodeGear RAD Studio | WebCalcPowers\Bor land.Vcl.dll | 12.0.3210.17555 | 19fdf1ad36b0578f47 f5e56b0ff3f1ff | md5 |
| CodeGear RAD Studio | WebCalcPowers\Bor land.VclDbRtl.dll | 12.0.3210.17555 | 14c5ee3910809a290 4e6dd189a757096 | md5 |
| CodeGear RAD Studio | WebCalcPowers\Bor land.VclDSnap.dll | 12.0.3210.17555 | 74df685b9c43d2467 d24d9f4b5f5159e | md5 |
| CodeGear RAD Studio | WebCalcPowers\Bor land.VclRtl.dll | 12.0.3210.17555 | 36aa1ea4a30938e29 c84ffa94cb57f09 | md5 |
| Assembly imported from type library 'AppServ'. | WebCal cP owers\Inte rop.AppServ.dll | 1.0.0.0 | 91658c883821f53f3 bc9d85636b07477 | md5 |
| Assembly imported from type library 'Midas'. | WebCal cP owers\Inte rop.Midas.dll | 1.0.0.0 | af52101ff1e8d64cf3 9c5664bc9f45e8 | md5 |
| SilverKeeper | WebCalcPowers\Silv erKeeper.exe | 1.2.0.12 | 0a39c82907fed4cdbe 5a7b9b94ee4ab9 | md5 |
| ПК "Учет энергоресурсов" | Копия EnergyRes\ACCOU NT.EXE | 1.0.2.43 | e1b81ad39ea77f50b 79c79dca212051a | md5 |
| Учет энергоресурсов | Копия EnergyRes\APPCO NF.DLL | 1.9.6.203 | 3c62e8ba639519e5b 9c87f8cbe68826a | md5 |
| Учет энергоресурсов | Копия EnergyRes\APPSER V.DLL | 2.1.0.661 | f1181ce847d7e1ae4e 0d9294389d37d6 | md5 |
| Учет энергоресурсов | Копия EnergyRes\AUT OU PD.EXE | 1.9.6.84 | 89c55753f1fa19c5b8 434bbf03a94266 | md5 |
| ПК "Учет энергоресурсов" | Копия EnergyRes\ENERG YADMIN.EXE | 1.1.3.27 | a6bebafd598f0f95d3 ef4e8e8d045fe5 | md5 |
| Учет энергоресурсов | Копия EnergyRes\IMPEXP XML.DLL | 1.9.6.104 | 6e51cc0da17baf4ac0 59f5ffd229183a | md5 |
| MirImpExp | Копия EnergyRes\MirImpE xp.exe | 2.3.1.680 | e94e66d3bfS7cb9fcf 6fce887ecaa21a | md5 |
| Учет энергоресурсов | Копия EnergyRes\REPLSV C.EXE | 1.9.6.98 | 134668b26fd75d025 802e5bb2f14f197 | md5 |
| Учет энергоресурсов | Копия EnergyRes\REPORT S2.EXE | 2.6.6.473 | f92645d26b7bd2546 da44b3936b2ac1b | md5 |
Окончание таблицы
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Borland Socket Server | Копия EnergyRes\ScktSrvr. exe | 11.1.2902.10492 | afde45c0f793a25ffeb afb5895c9cd30 | md5 |
| Служба сбора данных | Копия EnergyRes\ServiceD ataCapture.exe | 1.0.2.8 | 688132dbe68075bb4 77fa721135e4f62 | md5 |
| Копия EnergyRes\SPECIFI CNORM.DLL | 1.0.0.109 | 6d88f8be081970bbc 18c6f8f282377a5 | md5 | |
| Учет энергоресурсов | Копия EnergyRes\WatchDo g.exe | 1.9.5.26 | a04fcb867577a8e9a3 21f6188bb67351 | md5 |
| Учет энергоресурсов | Копия EnergyRes\WebServ .exe | 1.8.0.3 | a233572d5b3406384 3210110f3b12647 | md5 |
| Microsoft Visual C++ 2010 x86 Redistributable | Скрипт MD5\vcredist_x86.e xe | 10.0.30319.1 | b88228d5fef4b6dc01 9d69d4471f23ec | md5 |
Системы автоматизированные информационно-измерительные комплексного учета энергоресурсов МИР, в состав котрых входит ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» внесено в Гос-реестр СИ РФ № 36357-07;
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»;
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «С».
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, % | По-грешнос ть в рабочих услови- | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | ях9 % |
| ПС 220/110/35/10/6 кВ «Пуль-Яха» | ||||||||
| 1 | ПС 220/110/35/10/6 кВ «Пуль-Яха», ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Пуль-Яха - ВЛ 110 кВ Пуль-Яха - Ну-риевская | СА-123 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 13007480/1; Зав. № 13007480/2; Зав. № 13007480/3 | НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 28062; Зав. № 27996; Зав. № 28110 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01261772 | ЭКОМ-3000М Зав.№ 07050886 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,6 ±2,8 |
| 2 | ПС 220/110/35/10/6 кВ «Пуль-Яха», ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Пуль-Яха - Звездная цепь с отпайками | СА-123 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 13007480/4; Зав. № 13007480/5; Зав. № 13007480/6 | НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 27971; Зав. № 28079; Зав. № 28020 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01261773 | ЭКОМ-3000М Зав.№ 07050886 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,6 ±2,8 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 3 | ПС 220/110/35/10/6 кВ «Пуль-Яха», ОВ-110 кВ | ТФЗМ-150М-1У Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 2358; Зав. № 2314; Зав. № 2361 | НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 28062; Зав. № 27996; Зав. № 28110; Зав. № 27971; Зав. № 28079; Зав. № 28020 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01261774 | ЭКОМ-3000М Зав.№ 07050886 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| ПС 110/35/10/6 кВ «Орловская» | ||||||||
| 4 | ПС 110/35/6 кВ Орловская, ОРУ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Янгтинская-1 | ТВЭ-35УХЛ2 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 3119 | ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 1413419; Зав. № 1413404; Зав. № 1413407 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812105135 | МИР УСПД-1 Зав. № 07035 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 5 | ПС 110/35/6 кВ Орловская, ОРУ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Янгтинская-2 | ТВЭ-35УХЛ2 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 3118 | ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 1413463; Зав. № 1413478; Зав. № 1413425 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812105263 | МИР УСПД-1 Зав. № 07035 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °C до плюс 35 °C; счетчиков -от плюс 21 °C до плюс 25 °C; УСПД - от плюс 10 °C до плюс 30 °C; ИВК - от плюс 10 °C до плюс 30 °C;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 °C до плюс 70 °C;
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии Альфа А1800 от минус 40 °C до плюс 65 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл;
- для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °C.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД МИР УСПД-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни
ка 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;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 3 очередь типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-
щие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | № Г осреестра | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | СА-123 | 23745-02 | 6 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-150М-1У | 5313-76 | 3 |
| Трансформатор тока | ТВЭ-35УХЛ2 | 13158-04 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57У1 | 14205-94 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 912-07 | 6 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1802RALQ-P4GB-DW-4 | 31857-11 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | МИР УСПД-1 | 27420-08 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000М | 19542-05 | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» | - | 1 |
| Методика поверки | - | - | 1 |
| Формуляр | - | - | 1 |
| Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 56041-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 3 очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2013 г.
Перечень основных средств поверки:
• трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
• трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
• по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• счетчиков Альфа А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
• счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
• термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до - 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 3 очередь, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 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.
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.