Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Славнефть-ЯНОС» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребляемой технологическими объектами ОАО «Славнефть-ЯНОС», сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие функции :
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии 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 результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;
- предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных 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), соподчинённой национальной шкале времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно измерительные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012 для активной электрической энергии и по ГОСТ 31819.21-2012 для реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройства сбора и передачи данных типа RTU-327 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41907-09), устройства синхронизации системного времени УССВ на базе приемника GPS-сигналов, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, обеспечивающие информационное взаимодействие между уровнями системы.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения (пакет «АльфаЦЕНТР», производства ООО «Эльстер Метроника», (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44595-10), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ, источник бесперебойного питания, автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала ОАО «Славнефть-ЯНОС», а так же информационный центр ООО «РН-Энерго», каналы связи, обеспечивающие организацию информационного обмена между уровнями системы.
Информационный центр ООО «РН-Энерго» состоит из АРМ, с установленным программным обеспечением «АРМ участника ОРЭ», где происходит шифрование данных при помощи ЭЦП и передача данных при помощи ЭЦП и передача данных в ПАК ОАО «АТС».
Измерение электроэнергии выполняет первый уровень АИИС КУЭ, состоящий из 33 точек измерений, включающих измерительные трансформаторы тока и напряжения, многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал c учетом «постоянной» счетчика. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной и полной мощности.
Измерения активной мощности микропроцессорным счетчиком выполняются путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения и тока и интегрирования полученных значений мгновенной мощности по периоду основной частоты сигналов.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Передача информации с первого уровня на второй уровень (ИВКЭ) осуществляется в цифровом виде по инициативе УСПД по каналам связи. Полученные данные обрабатываются и сохраняются в архивах памяти УСПД.
Со второго уровня по запросу ИВК передается информация, идентичная информации передаваемой от ИИК в ИВКЭ.
В ИВК выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных и справочных документов.
Сервер БД ИВК АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от утвержденных типов третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet, которая сохраняется в базу данных сервера БД ИВК без изменений.
Ежедневно, до 12 часов по местному времени, рабочего дня, следующего за операционными сутками, сервер ИВК ОАО «Славнефть-ЯНОС» направляет на АРМ ООО «РН-Энерго» данные по точкам измерений АИИС КУЭ ОАО «Славнефть-ЯНОС» по электронной почте в формате XML. Далее по точкам измерения передаются с АРМа ООО «РН-Энерго» в формате XML, подписанные ЭЦП в ПАК ОАО «АТС».
В состав ПО АИИС КУЭ входит: системное ПО - операционная система Windows, прикладное ПО - ПО «АльфаЦЕНТР», реализующее всю необходимую функциональность ИВК, система управления базой данных (СУБД).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят все средства измерений времени (таймеры счетчиков, УСПД, сервера).
В качестве базового прибора СОЕВ используется УССВ на базе приёмника GPS-сигналов УСВ-3, ВЛСТ 240.00.000 А2Б2, (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 64242-16), который подключен к УСПД RTU-327. Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСПД RTU-327. Коррекция времени в УСПД RTU-327 происходит от GPS-приемника. Корректировка времени УСПД осуществляется при расхождении времени с временем GPS-приемника на величину более ±1 с.
Корректировка времени сервера осуществляется при расхождении со временем УСПД на величину более ±1 с.
Корректировка времени счетчиков осуществляется при расхождении со временем УСПД на величину более ±1 с.
ПО Альфа-Центр при каждом опросе (1 раз в сутки) устанавливает точное время УСПД RTU-327.
Пломбирование АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется прикладное ПО «АльфаЦЕНТР» в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО защищено от непреднамеренных и преднамеренных изменений. Уровень защиты - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.08.02 |
| Цифровой идентификатор | abfS5cc68f002f3f44fd52631ffcd3ed |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 |
Технические характеристики
Основные метрологические характеристики и состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2,3,4.
Таблица 2- Состав ИК и основные характеристики измерительных каналов
| № ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС «ГПП-1» 110/35/6 кВ, ОРУ-110кВ, ввод 110 кВ Т-1 | KOTEF 400/5 к.т. 0,2S; Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 29696-05 | KOTEF 110000/^3/100/^3 к.т. 0,2; Рег. № 29696-05 | А 1802 RALQ-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 31857-06 | RTU-327 Рег. № 41907-09 |
| 2 | ПС «ГПП-1» 110/35/6 кВ, ОРУ-110кВ, ввод 110 кВ, Т-2 | KOTEF 400/5 к.т. 0,2S; Рег. № 29696-05 | KOTEF 110000/^3/100/^3 к.т. 0,2; Рег. № 29696-05 | А 1802 RALQ-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 3 | ПС «ГПП-1» 110/35/6 кВ, РУ-35 кВ, I СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ «Заводская -1» | ТВ 35-IV 600/5 к.т. 0,5; Рег. № 3198-89 | ЗНОМ-35-65 35000/100 к.т. 0,5; Рег. № 912-07 | А 1802 RALQ-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 31857-06 | RTU-327 Рег. № 4190709 |
| 4 | ПС «ГПП-1» 110/35/6 кВ, РУ-35 кВ, II СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ «Заводская -2» | ТВ 35-IV 600/5 к.т. 0,5; Рег. № 3198-89 | ЗНОМ-35-65 35000/100 к.т. 0,5; Рег. № 912-07 | А 1802 RALQ-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 31857-06 |
| 5 | ПС «ГПП-6» 35/6 кВ, РУ-35 кВ ввод 35 кВ Т-2 | TPU 7 750/5 к.т. 0,2S; Рег. № 25578-08 | TJP 7 35000/^3/100/^3 к.т. 0,5; Рег. № 25432-08 | А 1802 RALQ-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 31857-06 |
| 6 | ПС ГПП-5 35/6 кВ, РУ-35 кВ I СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ «Заводская -3» | TPU 7 750/5 к.т. 0,2S; Рег. № 25578-08 | TJP 7 35000/^3/100/^3 к.т. 0,5; Рег. № 25432-08 | А 1802 RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 31857-06 |
| 7 | ГПП-8 «Очистные сооружения» 35/6 кВ, РУ-6 кВ сек. 1 6кВ, ввод 6 кВ Т-1 | ТПОЛ-10 1500/5 к.т. 0,5; Рег. № 1261-08 | НТМИ-6-66 6000/100 к.т. 0,5; Рег. № 2611-70 | А 1802 RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 31857-06 |
| 8 | ГПП-8 «Очистные сооружения» 35/6 кВ РУ-6 кВ сек. 2 6 кВ ввод 6 кВ Т-2 | ТПОЛ-10 1500/5 к.т. 0,5; Рег. № 1261-08 | НТМИ-6-66 6000/100 к.т. 0,5; Рег. № 2611-70 | А 1802 RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 31857-06 |
| 9 | ПС ГПП-4 110/35/6 кВ ввод -110 кВ Т-1 | KOTEF 400/5 к.т. 0,2S; Рег. № 29696-05 | KOTEF 110000/^3/100/^3 к.т. 0,2; Рег. № 29696-05 | А 1802 RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 31857-06 |
| 10 | ПС ГПП-4 110/35/6 кВ ввод -110 кВ Т-2 | KOTEF 400/5 к.т. 0,2S; Рег. № 9696-05 | KOTEF 110000/^3/100/^3 к.т. 0,2; Рег. № 29696-05 | А 1802 RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 31857-06 |
| 11 | ПС ГПП-4 110/35/6 кВ РУ-35 кВ I СШ 35 кВ ВЛ-35 кВ «Заводская-5» | TPU 7 1000/5 к.т. 0,2S; Рег. № 25578-08 | TJP 7 35000/^3/100/^3 к.т. 0,5; Рег. № 25432-08 | А 1802 RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 12 | ПС ГПП-4 110/35/6 кВ РУ-35, II СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ «Заводская-6» | TPU 7 1000/5 к.т. 0,2S; Рег. № 25578-08 | TJP 7 35000/^3/100/^3 к.т. 0,5; Рег. № 25432-08 | А 1802 RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 31857-06 | RTU-327 Рег. № 4190709 |
| 13 | ПС ГПП-9 110/35/6 кВ, ввод 110 кВ, Т-1 | EXT-CT0 600/5 к.т. 0,2S; Рег. № 33112-06 | STE3/123 110000/ V3/100 /V3 к.т. 0,5; Рег. № 33110-06 | А 1802 RALQ-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 31857-06 |
| 14 | ПС ГПП-9 110/35/6 кВ, ввод -110 кВ, Т-2 | EXT-CT0 600/5 к.т. 0,2S; Рег. № 33112-06 | STE3/123 110000/ V3/100 /V3 к.т. 0,5; Рег. № 33110-06 | А 1802 RALQ-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 31857-06 |
| 15 | ПС ГПП-9 9 110/35/6 кВ, РУ-35 кВ, I СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ «Заводская-5» | TPU 7 600/5 к.т. 0,2S; Рег. № 25578-08 | TJP 7 35000/^3/100/^3 к.т. 0,5; Рег. № 25432-08 | А 1802 RALQ-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 31857-06 |
| 16 | ПС ГПП-9 110/35/6 кВ РУ-35 кВ, II СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ «Заводская-4» | TPU 7 750/5 к.т. 0,2S; Рег. № 25578-08 | TJP 7 35000/^3/100/^3 к.т. 0,5; Рег. № 25432-08 | А 1802 RALQ-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 31857-06 |
| 17 | ПС «Водозабор» 35/6 кВ РУ-6 кВ, I СШ 6 кВ ввод 6 кВ Т-1 | ТШ-ЭК-0,66 600/5 к.т. 0,2S; Рег. № 59785-15 | 4МТ32 ZEK 6000/100 к.т. 0,5; Рег. № 74485-19 | А 1802 RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 31857-06 |
| 18 | ПС «Водозабор» 35/6 кВ РУ-6 кВ, II СШ 6 кВ КЛ-6 кВ ввод 2 | ТШ-ЭК-0,66 600/5 к.т. 0,2S; Рег. № 59785-15 | 4МТ32 ZEK 6000/100 к.т. 0,5; Рег. № 74485-19 | А 1802 RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 31857-06 |
| 19 | ПС «Ярославль главный» 110/6/6 кВ РУ-6 кВ фид.18 | ТОЛ-10 400/5 к.т. 0,5; Рег. № 7069-07 | НТМИ-6-66 6000/100 к.т. 0,5; Рег. № 2611-70 | ЕвроАльфа EA05RL-B-4 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 16666-07 |
| 20 | ПС «Ярославская» 220/110/10 кВ ОРУ-110 кВ ВЛ-110 «Топливная» | ТФГМ-110 1500/5 к.т. 0,5; Рег. № 52261-12 | НАМИ-110 УХЛ1 110000 /V3/100/V3 к.т. 0,5; Рег. № 24218-12 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 27524-04 |
| 21 | ПС «Ярославская» 220/110/10 кВ ОРУ-110 кВ ВЛ-110 «Химическая» | ТФГМ-110 1500/5 к.т. 0,5; Рег. № 52261-12 | НАМИ-110 УХЛ1 110000 /V3/100/V3 к.т. 0,5; Рег. № 24218-12 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 27524-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 22 | ПС 220/110/10 кВ «Ярославская» ОРУ-110 кВ, яч. ВЛ-110 кВ «Ярославская 3» | ТФГМ-110 1500/5 к.т. 0,5; Рег. № 52261-12 | НАМИ-110 УХЛ1 110000 /V3/100/V3 к.т. 0,5; Рег. № 24218-12 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 27524-04 | RTU-327 Рег. № 41907-09 |
| 23 | ПС 220/110/10 кВ «Ярославская» ОРУ-110 кВ, яч. ВЛ-110 кВ «Ярославская 2 2» | ТФГМ-110 1500/5 к.т. 0,5; Рег. № 52261-12 | НАМИ-110 УХЛ1 110000 /V3/100/V3 к.т. 0,5; Рег. № 24218-12 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 27524-04 |
| 24 | ПС 220/110/10 кВ «Ярославская» ОРУ-110 кВ, ОСШ-110 кВ ОВ-110 кВ | ТФГМ-110 1500/5 к.т. 0,5; Рег. № 52261-12 | НАМИ-110 УХЛ1 110000 /V3/100/V3 к.т. 0,5; Рег. № 24218-12 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,5S/1,0; Рег. № 27524-04 |
| 25 | Ярославская ТЭЦ-3 110/35 кВ ЗРУ-35 кВ яч. № 3505 ВЛ-35 кВ «Заводская-1» | ТПОЛ-35 600/5 к.т. 0,5; Рег. № 5717-76 | ЗНОМ-35-65 35000: V3/100: \3 к.т. 0,5; Рег. № 912-05 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 27524-04 |
| 26 | Ярославская ТЭЦ-3 110/35 кВ ЗРУ-35 кВ яч. № 3507 ВЛ-35 кВ «Заводская-2» | ТПОЛ-35 600/5 к.т. 0,5; Рег. № 5717-76 | ЗНОМ-35-65 35000: V3/100: \3 к.т. 0,5; Рег. № 912-05 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 27524-04 |
| 27 | Ярославская ТЭЦ-3 110/35 кВ ЗРУ-35 кВ яч. № 3509 ВЛ-35 кВ «Заводская-3» | ТПОЛ-35 600/5 к.т. 0,5; Рег. № 5717-76 | ЗНОМ-35-65 35000: V3/100: \3 к.т. 0,5; Рег. № 912-05 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 27524-04 |
| 28 | Ярославская ТЭЦ-3 110/35 кВ ЗРУ-35 кВ яч. № 3511 ВЛ-35 кВ «Заводская-4» | ТПОЛ-35 600/5 к.т. 0,5; Рег. № 5717-76 | ЗНОМ-35-65 35000: V3/100: \3 к.т. 0,5; Рег. № 912-05 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 27524-04 |
| 29 | Ярославская ТЭЦ-3 110/35 кВ ЗРУ-35 кВ яч. № 3513 ВЛ-35 кВ «Заводская-5» | ТПОЛ-35 600/5 к.т. 0,5; Рег. № 5717-76 | ЗНОМ-35-65 35000: V3/100: \3 к.т. 0,5; Рег. № 912-05 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 27524-04 |
| 30 | Ярославская ТЭЦ-3 110/35 кВ ЗРУ-35 кВ яч. № 3515 ВЛ-35 кВ «Заводская-6» | ТПОЛ-35 600/5 к.т. 0,5; Рег. № 5717-76 | ЗНОМ-35-65 35000: V3/100: \3 к.т. 0,5; Рег. № 912-05 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 27524-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 31 | Ярославская ТЭЦ-3 110/35 кВ ОРУ-110 кВ II СШ 110 кВ, яч. № 4 ВЛ-110 кВ «Ярославская-2» | ТОГФ-110 1000/5 к.т. 0,5S; Рег. № 44640-10 | ЗНГ-110 110000: V3/100: \3 к.т. 0,2; Рег. № 41794-09 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 27524-04 | RTU-327 Рег. № 41907-09 |
| 32 | Ярославская ТЭЦ-3 110/35 кВ ОРУ-110 кВ I СШ 110 кВ, яч. № 4 ВЛ-110 кВ «Ярославская-3 » | ТОГФ-110 1000/5 к.т. 0,5S; Рег. № 44640-10 | ЗНГ-110 110000: V3/100: \3 к.т. 0,2; Рег. № 41794-09 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 27524-04 |
| 33 | Ярославская ТЭЦ-3 110/35 кВ ОРУ-110 кВ ОВВ-110 кВ | ТОГФ-110 1000/5 к.т. 0,5S; Рег. № 44640-10 | ЗНГ-110 110000: V3/100: \3 к.т. 0,2; Рег. № 41794-09 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; Рег. № 27524-04 |
Примечания:
1 Допускается применение аналогичных средств измерений утвержденного типа с метрологическими характеристиками не ниже, чем у перечисленных средств измерений. Замена оформляется актом в установленном на предприятии - владельце АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±6), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±6), % |
| 1,2,9,10 | Активная | 0,6 | 2,1 |
| Реактивная | 1,3 | 3,4 |
| 3,4,7,8,17,18, | Активная | 1,6 | 5,4 |
| 20-23, | Реактивная | 4,0 | 5,2 |
| 5,6,11-16 | Активная | 1,3 | 2,4 |
| Реактивная | 3,9 | 5,0 |
| 19,24-30 | Активная | 2,6 | 5,6 |
| Реактивная | 4,0 | 5,3 |
| 31-33 | Активная | 1,2 | 1,7 |
| Реактивная | 1,9 | 2,5 |
| 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, |
| соответствующие вероятности Р = 0,95. | | |
Ход часов компонентов системы ±5 с/сутки.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % 1'ном - ток, % от Хном | от 98 до 102 от 100 до 120 |
| 1 | 2 |
| - частота, Гц коэффициент мощности cosф; | от 49 до 51 0,8 |
| - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность воздуха, % - атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.) - индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более | от +21 до +25 от 30 до 80 от 84 до 106 (от 630 до 795) 0,05 |
| Рабочие условия эксплуатации: - напряжение, % ином; - ток, % от 1ном, - частота, Гц - коэффициент мощности cosф - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков электрической энергии, °С - относительная влажность воздуха, % - атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.) - индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более | от 90 до 110 от 5 до 120 от 49 до 51 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -40 до +60 от -40 до +60 до 90 84 до 106 (от 630 до 795) 0,05 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики электрической энергии: - средняя наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, сутки, не более УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч | 90000 2 50000 2 60000 1 |
| Глубина хранения информации: Счетчик электрической энергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее ИВКЭ: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений ИВК: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений | 100 10 от 3 суток (для коротких интервалов и параметров электросети) до 210 суток за весь срок эксплуатации системы |
Надежность системных решений:
- Резервирование питания УСПД с помощью устройства АВР.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средств измерений
| Наименование изделия | Кол-во шт. | Примечание |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчик электрической энергии Альфа A1802RLAQ-P4GB-DW-4 | 9 | |
| Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 | 14 | |
| Счетчик электрической энергии A1802RLX-P4GB-DW-4 | 9 | |
| Счетчик электрической энергии EA05RL-B-4 | 1 | |
| Трансформатор тока KOTEF | 4 | |
| Трансформатор тока ТВ 35-IV | 2 | |
| Трансформатор тока ТПОЛ-10 | 2 | |
| Трансформатор тока ТПОЛ-35 | 6 | |
| Трансформатор тока TPU 7 | 6 | |
| Трансформатор тока ТОЛ-10 | 1 | |
| Трансформатор тока EXT-CT0 | 2 | |
| Трансформатор тока ТШ-ЭК-0,66 | 2 | |
| Трансформатор тока ТГФМ-110 | 5 | |
| Трансформатор тока ТОГФ-110 | 3 | |
| Трансформатор напряжения KOTEF | 4 | |
| Трансформатор напряжения НТМИ-6-66 | 3 | |
| Трансформатор напряжения ЗНОМ-36-65 | 8 | |
| Трансформатор напряжения TJP 7 | 6 | |
| Трансформатор напряжения НАМИ-110 | 5 | |
| Трансформатор напряжения STE3/123 | 2 | |
| Трансформатор напряжения 4МТ32 ZEK | 2 | |
| Трансформатор напряжения З НГ-110 | 3 | |
| УСПД RTU-327 | 1 | |
| УСВ-3 | 1 | |
| Модем Siemens TC-35 | 2 | |
| Сервер БД IBMхSeries 306 | 1 | |
| Комплекс информационно-вычислительный ПО «АльфаЦЕНТР» | 1 | |
| Методика поверки МЭС 1122РД-12.01.МП | 1 | |
| Инструкция по эксплуатации МЭС 1122РД-12.01.ИЭ | 1 | |
Поверка
осуществляется по документу «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Славнефть-ЯНОС». Методика поверки МЭС 1122РД-12.01.МП, утвержденному ФБУ «Марийский ЦСМ» 24.04.2014 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
- Радиосервер РСТВ-01-01 ПГ ±0,1 мкс (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 40586-09);
- Термогигрометр «CENTER».
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
приведены в документе 1504/550-01.00229-2018 «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Славнефть-ЯНОС», утвержденной и аттестованной в установленном порядке.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
