Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" 4 очередь. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" 4 очередь

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 4 очередь (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

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 (ИИК), которые включают в себя 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 и 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных МИР УСПД-01 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ», устройство синхронизации времени (далее - УСВ) и (ИВК) субъекта оптового рынка электроэнергии (мощности).

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех 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 входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Измерительная информация записывается в базу данных. Данные по выделенному каналу связи в формате XML 80020, 80030 оптправляются на ИВК субъекта оптового рынка электроэнергии. ИВК субъекта оптового рынка 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).

В АИИС КУЭ реализован информационный обмен данными макетами XML формата 80020, 80030 со смежными системами:

- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учега электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Пуль-Яха», регистрационный № 55489-13, Свидетельство об утверждении типа средств измерения RU.E.34.004A №52997 от 18.11.2013г.

- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Межрегионэнергосбыт», регистрационный № 50959-12, Свидетельство об утверждении типа средств измерения RU.E.34.004A №47830 от 27.08.2012г.

Сервер БД и УСПД АИИС КУЭ входят в состав системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 3 очередь, регистрационный номер №56041-13.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (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 УСПД проводится при расхождении часов УСПД и сервера БД более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с в сутки.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журналые событий.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» версии 1.9.6, 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 -

Метрологические значимые модули ПО

Наименование

программного

обеспечения

Идентификационно е наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификацио нный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатор а программного обеспечения

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 gdll

2.1.0.5

b0fc2c20b022ef19f2

86ebd23f11188c

md5

Сервер

авторизации

Auth S erver\Auth S er v.exe

2.0.0.2

1adfcc25983d8f7d27

281202788c2a58

md5

МИР Центр управления

C ontrolC enterAuth\s tarter.exe

3.0.0.25

f6eaae95770b43492

0f5478c50e66db7

md5

Конфигуратор

контроллерова

МИР

ControllerCfgMir 0 14\ControllerCfgMir .exe

1.0.2.33

35d83f7c37df50358

76a1c68e21d782c

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

Наименование

программного

обеспечения

Идентификационно е наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификацио нный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификатора

программного

обеспечения

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

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

MirlmpExp

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

Наименование

программного

обеспечения

Идентификационно е наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификацио нный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификатора

программного

обеспечения

ПК Центр синхронизации времени

GPSS erver\GPSCnfg .dll

1.0.0.2

0db7f9859e3e4e6b2

362aae9a5106fe8

md5

ПК Центр синхронизации времени

GPSS erver\GPSS erv 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

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

Наименование

программного

обеспечения

Идентификационно е наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификацио нный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификатора

программного

обеспечения

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

e94e66d3bf87cb9fcf

6fce887ecaa21a

md5

Окончание таблицы

Наименование

программного

обеспечения

Идентификационно е наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификацио нный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификатора

программного

обеспечения

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

Borland Socket Server

Копия

EnergyRes\ScktSrvr.

exe

11.1.2902.10492

afde45c0f793a25ffeb

afb5895c9cd30

md5

Служба сбора данных

Копия EnergyRes\S ervi ceD 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\W atchDo g.exe

1.9.5.26

a04fcb867577a8e9a3

21f6188bb67351

md5

Учет

энергоресурсов

Копия EnergyRes\W ebServ .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 которых входит ПО, зарегистрированы в Госреестре СИ под № 36357-07.

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ», 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.

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.

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики_

Порядковый

номер

Наименование объекта и номер ИК

Измерительные компоненты

Вид

электроэне

ргии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих усло-виях,%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС 110/35/6 кВ «Чуркинская», ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-1

ТВГ-УЭТМ-110 УХЛ2 Кл. т. 0,2S 300/5 Зав. № 279-16; Зав. № 278-16; Зав. № 277-16

НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:^3/ 100:V3 Зав. № 10879 Зав. № 10906 Зав. № 10909

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812120978

МИР УСПД-01 Зав. № 1502001

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,4

2

ПС 110/35/6 кВ «Чуркинская», ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-2

ТВГ-УЭТМ-110 УХЛ2 Кл. т. 0,2S 300/5 Зав. № 302-16; Зав. № 303-16; Зав. № 301-16

НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:^3/ 100:V3 Зав. № 10902 Зав. № 10903 Зав. № 10904

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811121099

МИР УСПД-01 Зав. № 1502001

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,4

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.    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота -(50±0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков - от плюс 21 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4.    Рабочие условия эксплуатации:

а)    для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50±0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.

б)    для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 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:

-    от минус 40 до плюс 60 °C;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

в)    для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 2 от плюс 10 до плюс 30 °C.

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    УСПД МИР УСПД-01 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 82500 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 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;

-    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, параметрировании:

-    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 45 суток; 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 45 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

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 4 очередь типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег. №

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТВГ-УЭТМ-110

УХЛ2

52619-13

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-110

УХЛ1

60353-15

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03M

36697-12

2

Устройство сбора и передачи данных

MOT УСПД-01

27420-08

1

Программное обеспечение

ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ

-

1

Методика поверки

-

-

1

Паспорт-Формуляр

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 64334-16«Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 4 очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2016 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 без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков СЭТ-4ТM.03M - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

-    УСПД MHP УСПД-01 - по документу «Устройство сбора и передачи данных МИР УСПД-01. Руководство по эксплуатации», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2008 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%;

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной-информационно измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 4 очередь, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Г азпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 4 очередь

1    ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

2    ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

3    ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Развернуть полное описание