Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии 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. Результаты измерений могут быть использованы для коммерческих расчетов.
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 - трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746 и трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 и 1,0 по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электрической энергии класса точности 0,2S/0,5 и 0,5S/1,0 по ГОСТ Р 52323 для активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных типа RTU-327 (№ 41907-09 в Государственном реестре средств измерений), 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 «АльфаЦЕНТР» производства ООО «Эльстер Метрони-ка» (№44595-10 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ, источник бесперебойного питания, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и каналы связи, обеспечивающие организацию информационного обмена между уровнями системы.
Измерение электроэнергии выполняет первый уровень АИИС КУЭ, состоящий из 31 точки измерений (ИИК №№1-31), включающих измерительные трансформаторы тока и напряжения, многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии EA02RL-P2B-3, EA05RL-B-4 и A1802RLX-P4GB-DW-4 производства компании «Эльстер Метроника».
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 запросу УСПД. УСПД RTU-327 осуществляет сбор информации со счетчиков электрической энергии по шине RS-485, GSM каналу, выделенным линиям связи и Ethernet. 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 дальнейшая обработка результатов, хранение информации, оформление отчетных и справочных данных.
Прием данных от смежных точек учета ОАО «ТГК-2» (Номер Государственного реестра АИИС КУЭ № 34587-07) осуществляется с уровня ИВК АИИС КУЭ ОАО «ТГК-2» - Ярославская ТЭЦ-3 посредством среды Интернет в формате XML-файла с периодичностью 1 раз в сутки.
Прием данных от смежных точек учета ООО «Русэнергосбыт» ОАО «РЖД» в границах Ярославской области (Номер Государственного реестра АИИС КУЭ № 45305-10) осуществляется с уровня ИВК ОАО «РЖД» в границах Ярославской области посредством среды Интернет в формате XML-файла с периодичностью 1 раз в сутки.
Ежедневно, до 12 часов по местному времени, рабочего дня, следующего за операционными сутками, сервер ИВК направляет в ООО «Транснефтьсервис С» данные по точкам измерений АИИС КУЭ ОАО «Славнефть-ЯНОС» по электронной почте в формате XML.
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 GPS-35HVS, который подключен к УСПД RTU-327. Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Коррекция отклонения показаний встроенных часов осуществляется при по-
Всего листов 9 мощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСПД RTU-327. Коррекция показаний таймеров в УСПД RTU-327 происходит от GPS-приемника. Корректировка показаний таймеров УСПД осуществляется при расхождении с показаниями таймера GPS-приемника на величину ±1 с.
Корректировка показаний таймера сервера осуществляется при расхождении с показаниями таймера УСПД на величину ±1 с.
Корректировка показаний таймера счетчиков осуществляется при расхождении с показаний таймера УСПД на величину ±1 с.
ПО Альфа-Центр при каждом опросе (1 раз в сутки) устанавливает точное время УСПД RTU-327.
Погрешность часов компонентов системы за сутки не превышает ± 5 с.
Программное обеспечение
Прикладное программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» защищено от непреднамеренных и преднамеренных изменений. Уровень защиты - С, согласно МИ 3286-2010.
Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
| Программа -планировщик опроса и передачи данных | amrserver.exe | 3.29.0.0 | FBB8DD0F | CRC32 |
| Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | атгс.ехе | 3.29.1.0 | 9CB8F270 | CRC32 |
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | amra.exe | 3.29.1.0 | D63F8FFF | CRC32 |
| Драйвер работы с БД | cdbora2.dll | 3.29.0.0 | 74A48292 | CRC32 |
| Библиотека шифрования пароля счетчиков ЕвроАльфа | encryptdll.dll | 2.0.0.0 | BD63F2C9 | CRC32 |
| Библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | _ | A99F4657 | CRC32 |
Технические характеристики
Основные метрологические характеристики и состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 Метрологические характеристики и состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование присоединения | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Вид электро-энергии | Метрологические характеристики ИК |
| Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ГПП-1 110/35/6 кВ ввод 1/1 6 кВ | ТЛШ-10 3000/5 к.т. 0,5S; № Г осреестра 11077-07 | НТМИ-6-66 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 2611-70 | EA02RL-P2B-3 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 16666-07 | RTU-327 № Гос-реестра 41907-09 | активная реактивная | ±5,3 ±4,1 | ±5,4 ±4,5 |
| 2 | ГПП-1 110/35/6 кВ ввод 1/2 6 кВ | ТЛШ-10 3000/5 к.т. 0,5S; № Г осреестра 11077-07 | НТМИ-6-66 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 2611-70 | EA02RL-P2B-3 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 16666-07 | активная реактивная | ±5,3 ±4,1 | ±5,4 ±4,5 |
| 3 | ГПП-1 110/35/6 кВ ввод 2/1 6 кВ | ТЛШ-10 3000/5 к.т. 0,5S; № Г осреестра 11077-07 | НТМИ-6-66 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 2611-70 | EA02RL-P2B-3 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 16666-07 | активная реактивная | ±5,3 ±4,1 | ±5,4 ±4,5 |
| 4 | ГПП-1 110/35/6 кВ ввод 2/2 6 кВ | ТЛШ-10 3000/5 к.т. 0,5S; № Г осреестра 11077-07 | НТМИ-6-66 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 2611-70 | EA02RL-P2B-3 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 16666-07 | активная реактивная | ±5,3 ±4,1 | ±5,4 ±4,5 |
| 5 | ГПП-2 35/6 кВ ввод 1 6 кВ | ТШЛ-10 2000/5 к.т. 0,5; № Г осреестра 3972-03 | ЗНОЛ.06 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 3344-08 | EA02RL-P2B-3 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 16666-07 | активная реактивная | ±5,3 ±4,1 | ±5,5 ±4,5 |
| 6 | ГПП-2 35/6 кВ ввод 2 6 кВ | ТШЛ-10 2000/5 к.т. 0,5; № Г осреестра 3972-03 | ЗНОЛ.06 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 3344-08 | EA02RL-P2B-3 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 16666-07 | активная реактивная | ±5,3 ±4,1 | ±5,5 ±4,5 |
| 7 | ГПП-3 35/6 кВ ввод 1/1 6 кВ | TPU4 2000/5 к.т. 0,2S; № Г осреестра 17085-98 | TJP4 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 17083-08 | A1802RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 31857-06 | активная реактивная | ±2,1 ±1,5 | ±2,4 ±2,4 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 8 | ГПП-3 35/6 кВ ввод 1/2 6 кВ | TPU4 2000/5 к.т. 0,2S; № Г осреестра 17085-98 | TJP4 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 17083-08 | A1802RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 31857-06 | | активная реактивная | ±2,1 ±1,5 | ±2,4 ±2,4 |
| 9 | ГПП-3 35/6 кВ ввод 2/1 6 кВ | TPU4 2000/5 к.т. 0,2S; № Г осреестра 17085-98 | TJP4 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 17083-08 | A1802RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 31857-06 | RTU-327 № Гос-реестра 41907-09 | активная реактивная | ±2,1 ±1,5 | ±2,4 ±2,4 |
| 10 | ГПП-3 35/6 кВ ввод 2/2 6 кВ | TPU4 2000/5 к.т. 0,2S; № Г осреестра 17085-98 | TJP4 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 17083-08 | A1802RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 31857-06 | активная реактивная | ±2,1 ±1,5 | ±2,4 ±2,4 |
| 11 | ГПП-4 110/35/6 кВ ввод 1/1 6 кВ | TPU4 2500/5 к.т. 0,5S; № Г осреестра 17085-98 | TJP4 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 17083-08 | A1802RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 31857-06 | активная реактивная | ±5,3 ±4,1 | ±5,4 ±4,5 |
| 12 | ГПП-4 110/35/6 кВ ввод 1/2 6 кВ | TPU4 2500/5 к.т. 0,5S; № Г осреестра 17085-98 | TJP4 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 17083-08 | A1802RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 31857-06 | активная реактивная | ±5,3 ±4,1 | ±5,4 ±4,5 |
| 13 | ГПП-4 110/35/6 кВ ввод 2/1 6 кВ | TPU4 2500/5 к.т. 0,5S; № Г осреестра 17085-98 | TJP4 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 17083-08 | A1802RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 31857-06 | активная реактивная | ±5,3 ±4,1 | ±5,4 ±4,5 |
| 14 | ГПП-4 110/35/6 кВ ввод 2/2 6 кВ | TPU4 2500/5 к.т. 0,5S; № Г осреестра 17085-98 | TJP4 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 17083-08 | A1802RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 31857-06 | активная реактивная | ±5,3 ±4,1 | ±5,4 ±4,5 |
| 15 | ГПП-5 35/6 кВ ввод 1 6 кВ | TPU4 1500/5 к.т. 0,2S; № Г осреестра 17085-98 | TJP4 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 17083-08 | A1802RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 31857-06 | активная реактивная | ±2,1 ±1,5 | ±2,4 ±2,4 |
| 16 | ГПП-5 35/6 кВ ввод 2 6 кВ | TPU4 1500/5 к.т. 0,2S; № Г осреестра 17085-98 | TJP4 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 17083-08 | A1802RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 31857-06 | активная реактивная | ±2,1 ±1,5 | ±2,4 ±2,4 |
| 17 | ГПП-6 35/6 кВ ввод 1 6 кВ | TPU4 1500/5 к.т. 0,2S; № Г осреестра 17085-98 | TJP4 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 17083-08 | A1802RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 31857-06 | активная реактивная | ±2,1 ±1,5 | ±2,4 ±2,4 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 18 | ГПП-6 35/6 кВ ввод 2 6 кВ | TPU4 1500/5 к.т. 0,2S; № Г осреестра 17085-98 | TJP4 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 17083-08 | A1802RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 31857-06 | | активная реактивная | ±2,1 ±1,5 | ±2,4 ±2,4 |
| 19 | ГПП-7 35/6 кВ ввод 1/1 6 кВ | TPU4 2000/5 к.т. 0,2S; № Г осреестра 17085-98 | TJP4 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 17083-08 | A1802RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 31857-06 | RTU-327 № Гос-реестра 41907-09 | активная реактивная | ±2,1 ±1,5 | ±2,4 ±2,4 |
| 20 | ГПП-7 35/6 кВ ввод 1/2 6 кВ | TPU4 2000/5 к.т. 0,2S; № Г осреестра 17085-98 | TJP4 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 17083-08 | A1802RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 31857-06 | активная реактивная | ±2,1 ±1,5 | ±2,4 ±2,4 |
| 21 | ГПП-7 35/6 кВ ввод 2/1 6 кВ | TPU4 2000/5 к.т. 0,2S; № Г осреестра 17085-98 | TJP4 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 17083-08 | A1802RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 31857-06 | активная реактивная | ±2,1 ±1,5 | ±2,4 ±2,4 |
| 22 | ГПП-7 35/6 кВ ввод 2/2 6 кВ | TPU4 2000/5 к.т. 0,2S; № Г осреестра 17085-98 | TJP4 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 17083-08 | A1802RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 31857-06 | активная реактивная | ±2,1 ±1,5 | ±2,4 ±2,4 |
| 23 | ГПП-8 "Очистные сооружения" 35/6 кВ ввод 1, 6 кВ | ТПОЛ-10 1500/5 к.т. 0,5; № Г осреестра 1261-08 | НТМИ-6-66 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 2611-70 | EA02RL-P2B-3 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 16666-07 | активная реактивная | ±5,3 ±4,1 | ±5,5 ±4,5 |
| 24 | ГПП-8 "Очистные сооружения" 35/6 кВ ввод 2, 6 кВ | ТПОЛ-10 1500/5 к.т. 0,5; № Г осреестра 1261-08 | НТМИ-6-66 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 2611-70 | EA02RL-P2B-3 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 16666-07 | активная реактивная | ±5,3 ±4,1 | ±5,5 ±4,5 |
| 25 | ГПП-9 110/35/6 кВ ввод 1/1 6 кВ | TPU4 2500/5 к.т. 0,5; № Г осреестра 17085-98 | TJP4 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 17083-08 | A1802RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 31857-06 | активная реактивная | ±5,3 ±4,1 | ±5,5 ±4,5 |
| 26 | ГПП-9 110/35/6 кВ ввод 1/2 6 кВ | TPU4 2500/5 к.т. 0,5; № Г осреестра 17085-98 | TJP4 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 17083-08 | A1802RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 31857-06 | активная реактивная | ±5,3 ±4,1 | ±5,5 ±4,5 |
| 27 | ГПП-9 110/35/6 кВ ввод 2/1 6 кВ | TPU4 2500/5 к.т. 0,5; № Г осреестра 17085-98 | TJP4 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 17083-08 | A1802RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 31857-06 | активная реактивная | ±5,3 ±4,1 | ±5,5 ±4,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 28 | ГПП-9 110/35/6 кВ ввод 2/2 6 кВ | TPU4 2500/5 к.т. 0,5; № Г осреестра 17085-98 | TJP4 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 17083-08 | A1802RLX-P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 31857-06 | | активная реактивная | ±5,3 ±4,1 | ±5,5 ±4,5 |
| 29 | ПС "Водозабор" 35/6 кВ ввод 1 6 кВ | ТПОЛ-10 600/5 к.т. 0,5; № Г осреестра 1261-08 | НАМИ-10 6000/100 к.т. 0,2; № Г осреестра 11094-87 | EA02RL-P2B-3 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 16666-07 | RTU-327 № Гос-реестра 41907-09 | активная реактивная | ±5,2 ±4,0 | ±5,3 ±4,5 |
| 30 | ПС "Водозабор" 35/6 кВ ввод 2 6 кВ | ТПОЛ-10 600/5 к.т. 0,5; № Г осреестра 1261-08 | НАМИ-10 6000/100 к.т. 0,2; № Г осреестра 11094-87 | EA02RL-P2B-3 к.т. 0,2S/0,5; № Г осреестра 16666-07 | активная реактивная | ±5,2 ±4,0 | ±5,3 ±4,5 |
| 31 | ПС "Ярославль Главный" 110/6/6 кВ РУ-6 кВ ф.18 | ТПЛ-10 400/5 к.т. 0,5; № Г осреестра 1276-59 | НТМИ-6-66 6000/100 к.т. 0,5; № Г осреестра 2611-70 | EA05RL-B-4 к.т. 0,5S/1,0; № Г осреестра 16666-07 | активная реактивная | ±5,3 ±4,4 | ±5,9 ±5,8 |
Примечания:
1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности.
2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия:
• температура окружающего воздуха (21 - 25) °С;
• относительная влажность воздуха от 30 до 80%;
• атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
• напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;
• частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
• индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия:
• температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 °С;
• относительная влажность воздуха до 9 при температуре окружающего воздуха 30°С;
• атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
• напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;
• частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
• индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии и по ГОСТ 52323 в режиме измерения активной энергии.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Славнефть-ЯНОС» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть
Надежность системных решений:
• Резервирование питания УСПД с помощью устройства АВР.
Глубина хранения информации:
• счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;
• ИВКЭ - хранение результатов измерений и информации состояний средств изме
рений - от 3 суток (для коротких интервалов и параметров электросети) до 210 суток;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств изме
рений - за весь срок эксплуатации системы.
7. Надежность применяемых в системе компонентов:
• счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее
90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов, среднее время
восстановления работоспособности 2 часа;
• сервер - среднее время наработки на отказ не менее 60000 часов среднее время
восстановления работоспособности 1 час.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3. Таблица 3 Комплект поставки АИИС КУЭ
| Наименование изделия | Кол-во шт. | Примечание |
| Счетчик электрической энергии EA02RL-P2B-3 | 10 | |
| Счетчик электрической энергии A1802RLX-P4GB-DW-4 | 20 | |
| Счетчик электрической энергии EA05RL-B-4 | 1 | |
| Трансформатор тока ТЛШ-10 | 8 | |
| Трансформатор тока ТШЛ-10 | 4 | |
| Трансформатор тока ТПОЛ-10 | 8 | |
| Трансформатор тока TPU4 | 60 | |
| Трансформатор тока ТПЛ-10 | 2 | |
| Трансформатор напряжения НТМИ-6-66 | 7 | |
| Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06 | 6 | |
| Трансформатор напряжения TJP4 | 60 | |
| Трансформатор напряжения НАМИ-10 | 2 | |
| УСПД RTU-327 | 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 в соответствии с документом МЭС 1122РД-12.01.МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Славнефть-ЯНОС». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 12.01.2012 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 электрической энергии по ГОСТ 8.584-04.
Сведения о методах измерений
Метод измерений описан в методике измерений МЭС 1122РД-12.01.МИ, утвержденной и аттестованной в установленном порядке.
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»;
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
