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.
ОСНОВНЫЕ 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.
