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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"

Основные
Тип
Год регистрации 2009
Дата протокола 13 от 24.12.09 п.80
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 37780
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ЗАО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие»; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую территориально-распределенную информационно-измерительную систему.

1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S, 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии ЕвроАльфа и СЭТ-4ТМ.03 классов точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии, 0,5 и 1,0 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (44 точки измерений).

2-й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) TK16L, каналообразующая аппаратура.

3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, систему обеспечения единого времени (СОЕВ), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные фазные 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 на интервале времени усреднения 30 мин вычисляется по 30-ти минутным приращениям электроэнергии.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.

3 .2 АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-приемника, внутренние часы УСПД, счетчиков и сервера АИИС КУЭ. Устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) обеспечивает автоматическую синхронизацию времени сервера АИИС КУЭ с абсолютной погрешностью не более ± 16 мс с периодичностью один раз в 30 мин. Корректировка времени в момент синхронизации осуществляется сервером АИИС КУЭ автоматически при обнаружении рассогласования времени УСПД и сервера АИИС КУЭ более чем на ± 1 с. Периодичность синхронизации счетчика не реже одного раза в 30 минут. Корректировка времени в момент синхронизации каждого счетчика осуществляется от УСПД автоматически при обнаружении рассогласования времени счетчика и УСПД более чем на ± 1 с. Для этого при сеансе связи УСПД со счетчиком считывается время счетчика и фиксируется время рассогласования УСПД - счетчик. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1

Номер точки измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основ. погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

ПС «Ершовая»

1

ПС «Ершовая»

ОРУ-35 кВ, ВЛ-35кВ, Ф.1

ТФЗМ-35А(ф.А) 200/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 27245 ТФН-35М(ф.С) 200/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 21154

НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 460

EA05RL-P3C-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01019141

TK16L Зав.№ 08052

Активная

Реактивная

+1,2

±2,8

±3,3

±5,3

2

ПС «Ершовая»

ОРУ-35 кВ, ВЛ-35кВ, Ф.2

ТОЛ-35 75/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ б/н Зав.№ б/н

EA05RL-P3C-3

Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01019188

Активная

Реактивная

+1,2

±2,8

±3,4

±6,7

3

ПС «Ершовая»

ОРУ-35 кВ, ВЛ-35кВ, Ф.3

ТФЗМ-35Б(ф.А) 100/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 34790 ТФН-35М(ф.С) 100/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 21245

EA05RL-P3C-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01019178

Активная

Реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,3

4

ПС «Ершовая»

ОРУ-35 кВ, ВЛ-35кВ, Ф.4

ТФЗМ-35А 100/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 42491 Зав.№ 42474

НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 151

EA05RL-P3C-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01019171

5

ПС «Ершовая»

ОРУ-35 кВ, ВЛ-35кВ, Ф.5

ТОЛ-35 75/5

Кл. т. 0,5S Зав.№ 248 Зав.№ 275

EA05RL-P3C-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01019137

Активная

Реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±6,7

6

ПС «Ершовая»

ОРУ-35 кВ, ВЛ-35кВ, Ф.6

ТФЗМ-35А 150/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 37865 Зав.№ 37864

EA05RL-P3C-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01019232

Активная

Реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,3

7

ПС «Ершовая»

РУ-6 кВ N1 Ввод 1

ТЛШ-10 3000/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 1149 Зав.№ 1163

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 2390

EA05RL-P3B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01019148

8

ПС «Ершовая»

РУ-6 кВ N1 Ввод 2

ТШЛ-10 3000/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 1215 Зав.№1216

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 3791

EA05RL-P3B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01019147

Продолжение таблицы 1

Номер точки измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основ. погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

9

ПС «Ершовая»

ТСН-1 0,4кВ

ТК-20 100/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 57822 Зав.№ 4556 Зав.№ 82351

-

EAO5L-B-4 Кл. т. 0,5S Зав.№ 01094166

TK16L Зав.№ 08052

Активная

+1,0

+3,2

10

ПС «Ершовая»

ТСН-2 0,4кВ

ТК-20 100/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 1173 Зав.№ 12657 Зав.№ 76813

-

EA05L-B-4 Кл. т. 0,5S Зав.№ 01094164

ПС «Сороминская»

11

ПС «Сороминская»

РУ-6 кВ Ввод 1

ТОЛ-10 1500/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 48974 Зав.№ 49761

НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Зав.№ 4730

EA05RL-P3B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01019174

TK16L Зав.№ 08053

Активная

Реактивная

+1,0

+2,5

+3,2

+5,3

12

ПС «Сороминская»

РУ-6 кВ Ввод 2

ТОЛ-10 1500/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 54056 Зав.№ 49752

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 0701

EA05RL-P3B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01019146

Активная

Реактивная

+1,2

+2,8

+3,3

+5,3

13

ПС «Сороминская»

ТСН-1, 0,4кВ

ТК-20 100/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 74448 Зав.№ 09703 Зав.№ 73937

-

EA05L-B-4 Кл. т. 0,5S Зав.№ 01094167

Активная

+1,0

+3,2

14

ПС «Сороминская»

ТСН-2, 0,4кВ

ТК-20 100/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 12358 Зав.№ 18759 Зав.№ б/н

-

EA05L-B-4 Кл. т. 0,5S Зав.№ 01094193

ПС «Пермяк»

15

ПС «Пермяк»

ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Ф.1

ТОЛ-35 300/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 66 Зав.№ 71

НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 67

EAO5RL-P3C-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01016303

TK16L Зав.№ 08054

Активная

Реактивная

+1,2

+2,8

+3,4

+6,7

16

ПС «Пермяк»

ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Ф.2

ТОЛ/GIF 40,5 400/5 Кл. т. 0,2S Зав.№ 30436359 Зав.№ 30436362

EA05RL-P3C-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01016304

Активная

Реактивная

+1,0

+2,0

+2,3

+5,5

17

ПС «Пермяк»

ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Ф.3

ТОЛ-35 300/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 62 Зав.№ 113

НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 60

EA05RL-P3C-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01016305

Активная

Реактивная

+1,2

+2,8

+3,4

+6,7

Продолжение таблицы 1

Номер точки измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основ. погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

18

ПС «Пермяк»

ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Ф.4

ТОЛ/GIF 40,5 400/5 Кл. т. 0,2S Зав.№ 30436360 Зав.№ 30436366

НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 60

EAO5RL-P3C-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01016306

TK16L Зав.№ 08054

Активная

Реактивная

+1,0

±2,0

±2,3

±5,5

19

ПС «Пермяк»

ВЛ-6 кВ Ввод 1

ТЛМ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 2839 Зав.№ 4182

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 1784

EA05RL-P3B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01019139

Активная

Реактивная

+1,2

±2,8

±3,3

±5,3

20

ПС «Пермяк»

ВЛ-6 кВ Ввод 2

ТЛМ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 2816 Зав.№ 2913

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 678

EAO5RL-P3B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01019143

21

ПС «Пермяк»

ТСН-1 0,4кВ

ТК-20 150/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 5847 Зав.№ 5779 Зав.№ 7003

-

EA05L-B-4 Кл. т. 0,5S Зав.№ 01094188

Активная

±1,0

±3,2

22

ПС «Пермяк»

ТСН-2 0,4кВ

ТК-20 150/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 6780 Зав.№ 6793 Зав.№ 6844

-

EA05L-B-4 Кл. т. 0,5S Зав.№ 01094183

ПС «Хохряково»

23

ПС «Хохряково»

ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Ф.1

ТОЛ/GIF 40,5 400/5 Кл. т. 0,2S Зав.№ 30436370 Зав.№ 30436368

НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 71

EA05RL-P3C-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01016297

TK16L Зав.№ 08055

Активная

Реактивная

±1,0

±2,0

±2,3

±5,5

24

ПС «Хохряково»

ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Ф.2

ТОЛ-35 300/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 70 Зав.№ 119

EAO5RL-P3C-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01016298

Активная

Реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±6,7

25

ПС «Хохряково»

ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Ф.3

ТОЛ/GIF 40,5 400/5 Кл. т. 0,2S Зав.№ 30436369 Зав.№ 30436367

НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 466

EAO5RL-P3C-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01016299

Активная

Реактивная

±1,0

±2,0

±2,3

±5,5

26

ПС «Хохряково»

ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Ф.4

ТОЛ-35 300/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 120 Зав.№ 123

EAO5RL-P3C-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01016300

Активная

Реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±6,7

Продолжение таблицы 1

Номер точки измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основ. погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

27

ПС «Хохряково»

РУ-6 кВ N1 Ввод 1

ТОЛ-10 1500/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 6134 Зав.№ 8199

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 4000

EA05RL-P3B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01019190

TK16L Зав.№ 08055

Активная

Реактивная

+1,2

±2,8

±3,3

±5,3

28

ПС «Хохряково»

РУ-6 кВ N1 Ввод2

ТОЛ-10 1500/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 8305 Зав.№ 1829

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 3994

EA05RL-P3B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01019167

29

ПС «Хохряково»

ТСН-1 0,4кВ

ТК-20 100/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 159 Зав.№ 25 Зав.№ 9

-

EA05L-B-4 Кл. т. 0,5S Зав.№ 01094184

Активная

+1,0

±3,2

30

ПС «Хохряково»

ТСН-2 0,4кВ

ТК-20 100/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 150 Зав.№ 12562 Зав.№ б/н

-

EA05L-B-4 Кл. т. 0,5S Зав.№ 01094179

ПС «Кошильская»

31

ПС «Кошильская»

ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Ф.3

ТОЛ/GIF 40,5 400/5 Кл. т. 0,2S Зав.№ 30436383 Зав.№ 30436364

ЗНОМ-35-65 35000^3/100 :'3 Кл. т. 0,5 Зав.№ 1290503 Зав.№ 1470616 Зав.№ 1180948

EA05RL-P3C-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01015108

TK16L Зав.№ 08058

Активная

Реактивная

±1,0

±2,0

±2,3

±5,5

32

ПС «Кошильская»

ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Ф.2

ТФЗМ-35А 200/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 71413 Зав.№ 71429

EA05RL-P3C-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01015106

Активная

Реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,3

33

ПС «Кошильская»

ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Ф.8

ТФЗМ-35А 200/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 71920 Зав.№ 71905

ЗНОМ-35-65 35000^3/100 :'3 Кл. т. 0,5 Зав.№ 1441725 Зав.№ 1441723 Зав.№ 1441724

EA05RL-P3C-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01016278

34

ПС «Кошильская»

ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Ф.7

ТОЛ/GIF 40,5 400/5 Кл. т. 0,2S Зав.№ 30436365 Зав.№ 30436361

EA05RL-P3C-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01016282

Активная

Реактивная

±1,0

±2,0

±2,3

±5,5

Продолжение таблицы 1

Номер точки измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основ. погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

ПС «Ермаковская»

35

ПС «Ермаковская»

РУ-6 кВ Ввод 1

ТОЛ-10 1500/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 6272 Зав.№ 3352

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 10756

ЕА05RL-P3B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01019152

TK16L Зав.№ 08056

Активная

Реактивная

+1,2

±2,8

±3,3

±5,3

36

ПС «Ермаковская»

РУ-6 кВ Ввод 2

ТОЛ-10 1500/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 10464 Зав.№ 18082

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 10324

ЕА05RL-P3B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01019189

37

ПС «Ермаковская»

ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Ф.1

ТФЗМ-35 200/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 32243 Зав.№ 42040

ЗНОМ-35-65 35000^3/100 :'3 Кл. т. 0,5 Зав.№ 1308177 Зав.№ 1308139 Зав.№ 130822

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 809081623

Активная

Реактивная

+1,0

±2,6

±3,0

±4,6

38

ПС «Ермаковская»

ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Ф.2

ТФЗМ-35 200/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 42056 Зав.№ 42041

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 809081540

39

ПС «Ермаковская»

ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Ф.3

ТОЛ-35 300/5 Кл. т. 0,2S Зав.№ 174 Зав.№ 175

НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 642

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 808081698

Активная

Реактивная

±0,8

±1,7

±1,6

±3,2

40

ПС «Ермаковская»

ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Ф.4

ТФЗМ-35 600/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 35856 Зав.№ 35873

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 809081596

Активная

Реактивная

±1,0

±2,6

±3,0

±4,6

41

ПС «Ермаковская»

ТСН-1 0,4кВ

ТК-20 100/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 60325 Зав.№ 01020 Зав.№ 03325

-

ЕА05Е-В-4 Кл. т. 0,5S Зав.№ 01094180

Активная

±1,0

±3,2

42

ПС «Ермаковская»

ТСН-2 0,4кВ

ТК-20 100/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 07848 Зав.№ 02151 Зав.№ 31315

-

ЕА05Е-В-4 Кл. т. 0,5S Зав.№ 01094172

Продолжение таблицы 1

Номер точки измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основ. погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

ПС «КС Хохряковская»

43

ПС «КС Хохряковская»

Ввод Т1 110 кВ

TG-145N 300/5 Кл. т. 0,2S Зав.№ 02499 Зав.№ 02498 Зав.№ 02500

СРВ-123 110000:^3/ 100:\3

Кл. т. 0,5 Зав.№ 8712063

Зав.№ 8712064

Зав.№ 8712065

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0107061057

TK16L Зав.№ 08051

Активная

Реактивная

±0,8

±1,7

±1,6

±3,2

44

ПС «КС Хохряковская»

Ввод Т2 110 кВ

TG-145N 300/5 Кл. т. 0,2S Зав.№ 02501 Зав.№ 02502 Зав.№ 02503

СРВ-123 110000:^3/ 100:\3

Кл. т. 0,5 Зав.№ 8712061

Зав.№ 8712060

Зав.№ 8712062

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0107061066

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) Uhom; ток (1 + 1,2) 1ном, cos9 = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды (20 ± 5) °С;

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) Uhom; ток (0,02ч- 1,2) Ihom для ИК № 2, 5, 15-18, 2326, 31, 34, 39, 43, 44 и ток (0,05ч- 1,2) Ihom для остальных ИК; 0,5 инд.<cosф<0,8 емк.;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70°С, для счетчиков от минус 40 до +55°С; для УСПД от минус 20 до +60°С и сервера от + 15 до + 35°С;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд; температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до +35°С;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.

Параметры надежности применяемых в системе измерительных компонентов:

- счётчик ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80000 ч, среднее время восстановления работоспособности (te) не более 2 ч;

- счетчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности (te) не более 2 ч;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55000 ч, среднее время восстановления работоспособности Ов) не более 24 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в электроснабжающую организацию с помощью резервного GSM канала связи;

- резервирование баз данных производится в двух независимых серверах АИИС и Баз данных;

- в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- попытки несанкционированного доступа;

- коррекции времени;

- перезапуск УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- серверов;

- наличие защиты на программном уровне:

- пароль на счетчике;

- пароль на УСПД;

- пароль на серверах;

- пароль на АРМ.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- Сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации

- состояний средств измерений (функция автоматизирована);

- результатов измерений (функция автоматизирована);

- результатов измерений и состояний средств измерений автономным способом;

- с целью контроля - визуальным способом со счетчика и с УСПД.

Цикличность:

- измерений: 30 минутные приращения (функция автоматизирована);

- сбора информации: 1 раз в сутки (функция автоматизирована).

лист № 10

всего листов 11

Глубина хранения информации (профиля нагрузки):

- счетчик ЕвроАльфа - тридцатиминутные приращения активной и реактивной электроэнергии по точкам измерений не менее 35 суток; хранение данных при отключении питания - не менее 5 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 4 лет (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания не менее 10 лет;

- Сервера АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за период не менее 4 лет.

3НАК УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие».

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной    информационно-измерительной

коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» определяется проектной документацией на систему.

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

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2009 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты.

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- счетчики ЕвроАльфа - по методике поверки «Многофункциональные электронные счетчики электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА. Методика поверки»;

- счетчики СЭТ.4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1;

- УСПД TK16L - по методике поверки АВБЛ.468212.041 МП «Устройства сбора и передачи данных TK16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки».

Приемник сигналов точного времени.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

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

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

Приложение к свидетельству № об утверждении типа средств измерений

лист № 11

всего листов 11

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.

Развернуть полное описание