Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Оренбургнефть» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «ТЕЛЕСКОП+», радиосервер точного времени, автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для ИК № 3 цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи поступает на GSM-модем, далее по каналу связи стандарта GSM - на сервер.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется накопление, хранение и передача полученных данных на сервер по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На сервере осуществляется обработка полученных данных, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера информация в виде xml-макетов установленных форматов передается в АРМ энергосбытовой организации АО «ЕЭСнК» по каналу связи сети Internet.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
Передача информации от АРМ энергосбытовой организации АО «ЕЭСнК» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, радиосервер точного времени РСТВ-01-01, синхронизирующий часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Сравнение часов сервера с РСТВ-01-01 осуществляется ежесекундно, корректировка часов сервера от РСТВ-01-01 производится независимо от величины расхождения.
Сравнение часов сервера с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи (1 раз в 30 мин), корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину более ±2 с.
Сравнение часов счетчиков с часами сервера (для ИК № 3) или с часами соответствующего УСПД (для остальных ИК) осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 мин). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера (для ИК № 3) на величину более ±2 с. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов соответствующего УСПД (для остальных ИК) на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+» версии 4.0.4. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «ТЕЛЕСКОП+». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «ТЕЛЕСКОП+»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Server MZ4.dll | PD MZ4.dll | ASCUE MZ4.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.0.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | f851b28a924da 7cde6a57eb2ba 15af0c | 2b63c8c01bcd 61c4f5b15e09 7f1ada2f | cda718bc6d123b6 3a8822ab86c2751 ca |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электрической энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Устройство синхронизации времени | | | Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 1 | ПС 110 кВ Савельевская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Бу-зулукская -Савельевская № 3 | TG 145N Кл.т. 0,2S 1200/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С | ЗНГА-6-110П*-ХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 60290-15 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | E-422.GSM Рег. № 46553-11 | РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 | HP ProLiant ML350 | Активная Реактивная | 0,6 1,1 | 1.5 2.5 |
| 2 | ПС 110 кВ Савельевская, ОРУ-110 кВ, ОМВ 110 кВ | TG 145N Кл.т. 0,2S 1200/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С | ЗНГА-6-110П*-ХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 60290-15 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | E-422.GSM Рег. № 46553-11 | РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 | HP ProLiant ML350 | Активная Реактивная | 0,6 1,1 | 1.5 2.5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| | ПС 110 кВ Алек- | ТФЗМ-110Б Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-88 Фазы: А; В; С | НКФ110-83У1 | | | | | Актив ная | | |
| 3 | сеевка, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ | Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,5 S/1,0 | □ | РСТВ-01- 01 | HP ProLi | 1,3 | 3,3 |
| Г ерасимовская от ПС 110/35/10 | 3 Рег. № 1188-84 | Рег. № 36697-12 | Рег. № 40586-12 | ant ML350 | Реактив- | 2,5 | 5,7 |
| | кВ Алексеевка | Фазы: А; В; С | | | | | ная | | |
| | ПС 110 кВ Ленинская, ОРУ-35 кВ, ввод 35 кВ Т-2 | ТФЗМ-35А-У1 | ЗНОМ-35-65 | СЭТ- | | | | Актив- | | |
| 4 | Кл.т. 0,5 100/5 | Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 | 4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5 S/1,0 | E- 422.GSM Рег. № 46553-11 | | | ная | 1,3 | 3,3 |
| | Рег. № 3690-73 | Рег. № 912-70 | Рег. № | | | Реактив- | 2,5 | 5,7 |
| | Фазы: А; С | Фазы: А; В; С | 36697-17 | | | ная | | |
| 5 | ПС 110 кВ Ленинская, КРУН- | АВК 10 Кл.т. 0,5 600/5 | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № | E- 422.GSM | | | Актив ная | 1,1 | 3,2 |
| 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 2 | Рег. № 47171-11 Фазы: А; С | Рег. № 46553-11 | | | Реактив- | 2,2 | 5,6 |
| | Фазы: АВС | 36697-17 | | | ная | | |
| | | ТТИ-А Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 28139-12 | | ПСЧ- | ~С | | | Актив- | | |
| 6 | ПС 110 кВ Ленинская, ввод 0,4 | □ | 4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5 S/1,0 | E- 422.GSM Рег. № 46553-11 | | | ная | 1,0 | 3,2 |
| | кВ ТСН-2 | | Рег. № 64450-16 | | | Реактив- | 2,1 | 5,6 |
| | | Фазы: А; В; С | | | | | ная | | |
| | | ТОЛ-СЭЩ-35- | | | | | | | | |
| | ПС 110 кВ Ленинская, ОРУ-35 кВ, ввод 35 кВ Т-1 | IV | ЗНОМ-35-65 | СЭТ- | | | | Актив- | | |
| 7 | Кл.т. 0,5 300/5 | Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 | 4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5 S/1,0 | E- 422.GSM Рег. № 46553-11 | | | ная | 1,3 | 3,3 |
| | Рег. № | Рег. № 912-70 | Рег. № | | | Реактив- | 2,5 | 5,7 |
| | 47124-11 Фазы: А; С | Фазы: А; В; С | 36697-17 | | | ная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 8 | ПС 110 кВ Ленинская, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 6 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17 | E- 422.GSM Рег. № 46553-11 | | | Актив ная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 9 | ПС 110 кВ Ленинская, ввод 0,4 кВ ТСН-1 | ТТИ-А Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; С | □ | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16 | E- 422.GSM Рег. № 46553-11 | Актив ная Реактив ная | 1,0 2,1 | 3,2 5,6 |
| 10 | ПС 110 кВ Ленинская, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 4, Л 10 кВ Лн-1 | АВК 10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 47171-11 Фазы: А; С | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17 | E- 422.GSM Рег. № 46553-11 | Актив ная Реактив ная | 1,1 2,2 | 3,2 5,6 |
| 11 | ПС 110 кВ Ленинская, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 6, Л 10 кВ Лн-2 | АВК 10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 47171-11 Фазы: А; С | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17 | E- 422.GSM Рег. № 46553-11 | РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 | HP ProLiant ML350 | Актив ная Реактив ная | 1,1 2,2 | 3,2 5,6 |
| 12 | ПС 110 кВ Ленинская, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 8, Л 10 кВ Лн-3 | АВК 10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 47171-11 Фазы: А; С | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17 | E- 422.GSM Рег. № 46553-11 | Актив ная Реактив ная | 1,1 2,2 | 3,2 5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 13 | ПС 35 кВ Мор-гуновская, ОРУ-35 кВ, отпайка ВЛ 35 кВ Кур-манаевская - Ла-базинская | GIF40.5 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № Рег. № 30368-10 Фазы: А; В; С | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 | E-422.GSM Рег. № 46553-11 | | | Актив ная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,4 5,7 |
| 14 | ПС 110 кВ Савельевская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Бузулукская -Савельевская 1 цепь с отпайками | TG 145N Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С | ЗНГА-6-110П*- ХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 60290-15 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | E-422.GSM Рег. № 46553-11 | РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 | HP ProLiant ML350 | Актив ная Реактив ная | 0,6 1,1 | 1.5 2.5 |
| 15 | ПС 110 кВ Савельевская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Бузулукская -Савельевская 2 цепь с отпайками | TG 145N Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С | ЗНГА-6-110П*- ХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 60290-15 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | E-422.GSM Рег. № 46553-11 | Актив ная Реактив ная | 0,6 1,1 | 1.5 2.5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 16 | ПС 110 кВ Ново-Медведкинская, 0РУ-110 кВ, отпайка ВЛ 110 кВ Бузулукская -Сорочинская с отпайками 1 цепь | ТФЗМ-110Б Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2793-88 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V 3 Рег. № 24218-03 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04 | E- 422.GSM Рег. № 46553-11 | | | Актив ная Реактив ная | 1,1 2,2 | 3.2 5.3 |
| 17 | ПС 110 кВ Ново-Медведкинская, 0РУ-110 кВ, отпайка ВЛ 110 кВ Бузулукская -Сорочинская с отпайками 2 цепь | ТФЗМ-110Б Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2793-88 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V 3 Рег. № 24218-03 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.02.2.13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 | E- 422.GSM Рег. № 46553-11 | РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 | HP ProLiant ML350 | Актив ная Реактив ная | 1,1 2,0 | 3,2 4,5 |
| 18 | ПС 35 кВ Дол-говская, ОРУ-35 кВ, отпайка ВЛ 35 кВ Курмана-евская - Ромаш-кинская | ТФН-35М Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С | ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В ; С | СЭТ-4ТМ.02.2.13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 | E- 422.GSM Рег. № 46553-11 | Актив ная Реактив ная | 1.3 2.3 | 3,3 4,6 |
| 19 | ПС 35 кВ Западная, РУ-10 кВ, ввод 10 кВ Т-1 | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 7069-02 Фазы: А; С | НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.02.2.14 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 20175-01 | E- 422.GSM Рег. № 46553-11 | Актив ная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3.3 5.3 |
| 20 | ПС 35 кВ Западная, ввод 0,4 кВ ТСН-1 | □ | □ | ПСЧ-4ТМ.05МД.25 Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 5159312 | E- 422.GSM Рег. № 46553-11 | Актив ная Реактив ная | 1,1 2,2 | 3,3 6,2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 21 | ПС 35 кВ КС-2, РУ-10 кВ, ввод 10 кВ Т-1 | ТЛК10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 42683-09 Фазы: А; В; С | НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.02.2.14 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 20175-01 | E- 422.GSM Рег. № 46553-11 | РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 | HP ProLiant ML350 | Актив ная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3.3 5.3 |
| 22 | ПС 35 кВ КС-2, ввод 0,4 кВ ТСН-1 | Т-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 22656-07 Фазы: А; В; С | □ | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 | E- 422.GSM Рег. № 46553-11 | Актив ная Реактив ная | 1,0 2,1 | 3,2 5,6 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с. |
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени
30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 1, 2, 13-15 указана для тока 2 % от Хном, для остальных ИК указана для тока 5 % от Хном, cosj = 0,8инд.
4 ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31819.21-2012 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012 и ГОСТ 26035-83. Но ввиду отсутствия в ГОСТ Р 52425-2005 класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии счетчиков класса точности 0,5 устанавливаются равными пределам соответствующих погрешностей счетчиков активной энергии класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005.
5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД и РСТВ-01-01 на аналогичные утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 22 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 95 до 105 |
| ток, % от !ном | |
| для ИК №№ 1, 2, 13-15 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности cos9 | 0,9 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| ток, % от !ном | |
| для ИК №№ 1, 2, 13-15 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности cos9 | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от +15 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от +15 до +25 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч, | 2 |
| для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МК, ПСЧ-4ТМ.05МД, СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч, | 2 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч, | 2 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 55000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч, | 2 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч, | 2 |
| для УСПД: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 55000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| для РСТВ-01-01: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 55000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| 1 | 2 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| для счетчиков: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| для УСПД: | |
| суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
| потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| для сервера: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
- журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | TG 145N | 12 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-35А-У1 | 2 |
| Трансформаторы тока | АВК 10 | 8 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-35-IV | 2 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-А | 5 |
| Трансформаторы тока | GIF40.5 | 3 |
| Трансформаторы тока климатического исполнения VI, ХЛ1 | ТФЗМ-110Б | 9 |
| Трансформаторы тока | ТФН-35М | 2 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТЛК10 | 3 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНГА-6-110П*-ХЛ1 | 9 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ110-83У1 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-35-65 | 9 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10-2 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.02М | 7 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МД | 1 |
| Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные | СЭТ-4ТМ.02 | 4 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 7 |
| Контроллер | E-422.GSM | 7 |
| Радиосерверы точного времени | РСТВ-01 | 1 |
| Сервер | HP ProLiant ML350 | 1 |
| 1 | 2 | 3 |
| Методика поверки | МП ЭПР-085-2018 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ОН.411711.002.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-085-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Оренбургнефть». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 15.06.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11);
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28134-04);
- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 53602-13);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
«Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПАО «Оренбургнефть», свидетельство об аттестации № 100/RA.RU.312078/2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Оренбургнефть»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
72049-18: Методика поверки МП ЭПР-085-2018Скачать8.4 Мб