Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" 3 очередь

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 1597 п. 01 от 12.10.2014Приказ 1497 п. 35 от 19.12.2013
Класс СИ 34.01.04
Примечание 12.10.2014 Внесены изменения в описание типа
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 3 очередь (далее - АИ-ИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Настоящее описание типа АИИС КУЭ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 3 очередь является дополнением к описаниям типа АИИС КУЭ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», регистрационный №44693-10, АИИС КУЭ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» с Изменением №1, регистрационный №44693-12, АИИС КУЭ ОАО «Газ-промнефть-Ноябрьскнефтегаз» с Изменением №1, №2, регистрационный № 44693-13 и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, приведенных в таблице 2.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии, по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса энергоустановки (ИВКЭ), включает устройства сбора и передачи данных ПС 220/110/35/10/6 кВ «Пуль-Яха» (УСПД) ЭКОМ-3000М (Зав.№ 07050886), ПС 110/35/10/6 кВ «Орловская» (УСПД) МИР УСПД-1 (Зав.№ 07035) технические средства приема/передачи данных (каналообразующая аппаратура) и программное обеспечение (ПО).

3-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИВК) ПС 220/110/35/10/6 кВ «Пуль-Яха», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных, устройства синхронизации системного времени и ПО.

4-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ОАО «Газ-промнефть-Ноябрьскнефтегаз», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и ПО.

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 преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, осуществляется ее хранение, накопление и передача накопленных данных на третий уровень системы.

На третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов в ПС 220/110/35/6 кВ «Пуль-Яха» передача информации о результатах измерений, состоянии средств измерений в формате XML-макетов 80020, 80030 в ИВК АИИС КУЭ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» через канал Internet.

На верхнем - четвертом уровне системы - ИВК АИИС КУЭ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК АИИС КУЭ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», с периодичностью раз в сутки или по запросу получает от ИВК ПС 220/110/35/6 кВ «Пуль-Яха» и УСПД ПС 110/35/10/6 кВ «Орловская» данные коммерческого учета для каждого канала учета за сутки. Данные содержат информацию о 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии, состоянии средств измерений (журналы событий устройств сбора и передачи данных и счетчиков электроэнергии) на соответствующих АИИС КУЭ.

В АИИС КУЭ реализован информационный обмен данными макетами XML формата 80020, 80030 со смежными системами: Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Сибнефтепровод". Измерительно-информационный комплекс НПС "Суторминская", регистрационный № 34446-07; Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Северная энергетическая компания", регистрационный № 44832-10.

Измерительная информация записывается в базу данных. АРМ субъекта оптового рынка подключенный к базе данных (ИВК) в автоматическом режиме, с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам (ПАК ОАО «АТС», ИВК филиала «СО ЕЭС» Тюменского РДУ, смежным субъектам).

Передача данных в ПАК ОАО «АТС», ИВК филиала «СО ЕЭС» Тюменского РДУ от ИВК ПС 220/110/35/6 кВ «Пуль-Яха» и УСПД ПС 110/35/10/6 кВ «Орловская» - осуществляется через ИВК ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, состоящей из устройства синхронизации системного времени радиочасов МИР РЧ-01, предназначенных для приема сигналов GPS и выдачи последовательного импульсного временного кода; пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки переднего фронта импульса к шкале координированного времени составляют ± 1 мкс. Время сервера ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» синхронизировано со временем радиочасов МИР РЧ-01, сличение ежесекундное.

Часы УСПД синхронизированы с часами сервера БД, корректировка осуществляется каждые 60 мин.

Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» используется программное обеспечение ПК "УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ" версии 1.9.6, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК "УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ" обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК "УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ".

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Наименование ПО

Идентиф икацион-ное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

1

2

3

4

5

МИР Сервера Тревог

Al arm S erver\Al arm Cfg.dll

1.0.0.17

ac64a9d1b6d0bd7aa 5d63a172d2bdae5

md5

Сервер тревог

Al arm S erver\Al armS rv.exe

2.0.0.135

f77c90eac79a2cacd8 e5656167cc63a2

md5

SCADA МИР

Al armVi ewer\Al arm View.ocx

1.1.1.15

0bd990a61d53e8755 2da00bcdb6f3b87

md5

SCADA МИР

Al armVi ewer\Al arm Worker3.exe

1.1.1.4

530fd39047bebb240 a48cbf582a3d6c3

md5

SCADA МИР

Aristo\aristo.exe

1.0.0.3

3c1842a7d039715aa 4425d8bee980d5e

md5

Сервер авторизации

Auth S erver\AuthCnf g.dll

2.1.0.5

b0fc2c20b022ef19f2 86ebd23f11188c

md5

Сервер авторизации

Auth S erver\Auth S er v.exe

2.0.0.2

1adfcc25983d8f7d27 281202788c2a58

md5

Конфигуратор контроллеров МИР

ControllerCfgMir_0 14\ControllerCfgMir .exe

1.0.2.33

35d83f7c37df50358 76a1c68e21d782c

md5

МИР Центр управления

C ontrolC enterAuth\s tarter.exe

3.0.0.25

f6eaae95770b43492 0f5478c50e66db7

md5

ПК "Учет энергоресурсов"

EnergyRes\Account. exe

1.0.2.55

78168613562b6227d 28c90335ad4cfd9

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\AppConf .dll

2.1.0.218

47a9440cc7024a0b6 42603e8acf67431

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\APPSER

V.DLL

2.1.0.670

cd00abbb467afa2c2c b9a19d2b16f01b

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\AUT OU PD.EXE

2.1.0.91

30a5f29d4b899f48ea bdd76a7ea674c6

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\CalcPow ers.exe

2.1.1.8

e2c2d830bc2e93e5e 8fc5c9593b89164

md5

ПК "Учет энергоресурсов"

EnergyRes\ENERG YADMIN.EXE

1.1.3.39

5e3b414d8ba3ba937 95ec5c0f142cf07

md5

1

2

3

4

5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\ImpExp

XML.dll

2.1.0.116

42f0006ede04c3d9df 633b1ff0b3fe5d

md5

The cURL library

EnergyRes\libcurl_e x.dll

7.20.0.0

2bee3f358efb6dc64c 9688939d0810ae

md5

MirImpExp

EnergyRes\MirImpE xp.exe

2.4.5.6

9d6e32f0a01c29623 83e9a5d806ae3a4

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\ReplSvc. exe

2.1.0.100

9d3d9232247d0604d 278d0ba6a6d1950

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\Reports2. exe

2.10.0.587

d7546c15ffac1fcbc0 a5cd493f633379

md5

Borland Socket Server

EnergyRes\scktsrvr. e xe

11.1.2902.10492

aed35de2c9e8f84e59 510c777d9355dd

md5

Служба сбора данных

EnergyRes\S ervi ceD ataCapture.exe

1.0.2.11

2be9d9d942ad0c7c8 01e268da6780c67

md5

EnergyRes\SPECIFI CNORM.DLL

1.0.0.109

6d88f8be081970bbc 18c6f8f282377a5

md5

SpecificNorm

EnergyRes\Specific Norm.exe

1.1.2.11

451506f4cdc84024f6

1d73fe3ba5efce

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\W atchDo g.exe

2.1.0.28

e471f967897c123ab 424ddd1c517617a

md5

Учет энергоресурсов

EnergyRes\W ebServ .exe

2.1.0.88

9cd1b88c5d22b713a f6acf6bb254c8f6

md5

Каскад

GoldenWay\goldenw ay.exe

1.2.0.18

3c0a24e1cb9bc01b0 d5f532487eebde4

md5

ПК Центр синхронизации времени

GPSServer\GPSCnfg .dll

1.0.0.2

0db7f9859e3e4e6b2 362aae9a5106fe8

md5

ПК Центр синхронизации времени

GPSServer\GPSServ ice.exe

1.0.0.2

b323e928abcc5ae1ce 623c158f22be7c

md5

ПК Центр синхронизации времени

GPSS erver\Monitor GPS.exe

1.0.0.2

ae547ea3f11465a088 e4a1ee079ff7cb

md5

OPC сервер "Омь"

OPCServerV30\Mir Drv.dll

2.2.2.180

d54b64a1dd0f02421 52e7d79fa99e7c9

md5

Библиотека драйверов "Канал счетчика электроэнергии"

OPCServerV30\Plug ins\EChannel.dll

2.0.0.0

82cb2bd92be53e4ea 6229a6b0584444f

md5

Библиотека драйверов "Счетчики электрические"

OPCServerV30\Plug ins\SchElectric.dll

4.1.3.1

a2d66d6a71fa575d6 9fc5593a4d3a164

md5

Библиотека драйверов "Системный монитор"

OPCServerV30\Plug ins\SysEvent.dll

1.0.2.2

30397da31e4736dd4 3172942d59f67b6

md5

ОРС сервер

OPCServerV30\Serv erOm3.exe

3.1.0.28

e8b38b56979871f96 572216af31bd384

md5

Конфигуратор УСПД

USPDConf\USPDCo nfEx.exe

4.0.5.195

b20d92b46e861b060 2ed283fa07b5ccb

md5

1

2

3

4

5

Конфигуратор

УСПД

USPDConf\USPDCo nfEx Old.exe

4.0.0.179

8030b932f43236770

f233b97e0af1c23

md5

CodeGear RAD Studio

WebCalcPowers\Bor land.Delphi.dll

12.0.3210.17555

314eb92f881d9a9d7

8e148bfaad3fad0

md5

CodeGear RAD Studio

WebCalcPowers\Bor land.Vcl.dll

12.0.3210.17555

19fdf1ad36b0578f47 f5e56b0ff3f1ff

md5

CodeGear RAD Studio

WebCalcPowers\Bor

land.VclDbRtl.dll

12.0.3210.17555

14c5ee3910809a290

4e6dd189a757096

md5

CodeGear RAD Studio

WebCalcPowers\Bor land.VclDSnap.dll

12.0.3210.17555

74df685b9c43d2467 d24d9f4b5f5159e

md5

CodeGear RAD Studio

WebCalcPowers\Bor land.VclRtl.dll

12.0.3210.17555

36aa1ea4a30938e29 c84ffa94cb57f09

md5

Assembly imported from type library 'AppServ'.

WebCal cP owers\Inte rop.AppServ.dll

1.0.0.0

91658c883821f53f3 bc9d85636b07477

md5

Assembly imported from type library 'Midas'.

WebCal cP owers\Inte rop.Midas.dll

1.0.0.0

af52101ff1e8d64cf3 9c5664bc9f45e8

md5

SilverKeeper

WebCalcPowers\Silv erKeeper.exe

1.2.0.12

0a39c82907fed4cdbe

5a7b9b94ee4ab9

md5

ПК "Учет энергоресурсов"

Копия EnergyRes\ACCOU NT.EXE

1.0.2.43

e1b81ad39ea77f50b 79c79dca212051a

md5

Учет энергоресурсов

Копия EnergyRes\APPCO NF.DLL

1.9.6.203

3c62e8ba639519e5b

9c87f8cbe68826a

md5

Учет энергоресурсов

Копия EnergyRes\APPSER

V.DLL

2.1.0.661

f1181ce847d7e1ae4e 0d9294389d37d6

md5

Учет энергоресурсов

Копия EnergyRes\AUT OU PD.EXE

1.9.6.84

89c55753f1fa19c5b8

434bbf03a94266

md5

ПК "Учет энергоресурсов"

Копия EnergyRes\ENERG YADMIN.EXE

1.1.3.27

a6bebafd598f0f95d3 ef4e8e8d045fe5

md5

Учет энергоресурсов

Копия EnergyRes\IMPEXP XML.DLL

1.9.6.104

6e51cc0da17baf4ac0 59f5ffd229183a

md5

MirImpExp

Копия EnergyRes\MirImpE xp.exe

2.3.1.680

e94e66d3bfS7cb9fcf

6fce887ecaa21a

md5

Учет энергоресурсов

Копия EnergyRes\REPLSV C.EXE

1.9.6.98

134668b26fd75d025

802e5bb2f14f197

md5

Учет энергоресурсов

Копия EnergyRes\REPORT S2.EXE

2.6.6.473

f92645d26b7bd2546 da44b3936b2ac1b

md5

Окончание таблицы

1

2

3

4

5

Borland Socket Server

Копия EnergyRes\ScktSrvr. exe

11.1.2902.10492

afde45c0f793a25ffeb afb5895c9cd30

md5

Служба сбора данных

Копия EnergyRes\ServiceD ataCapture.exe

1.0.2.8

688132dbe68075bb4

77fa721135e4f62

md5

Копия

EnergyRes\SPECIFI

CNORM.DLL

1.0.0.109

6d88f8be081970bbc

18c6f8f282377a5

md5

Учет энергоресурсов

Копия EnergyRes\WatchDo g.exe

1.9.5.26

a04fcb867577a8e9a3 21f6188bb67351

md5

Учет энергоресурсов

Копия EnergyRes\WebServ .exe

1.8.0.3

a233572d5b3406384 3210110f3b12647

md5

Microsoft Visual C++ 2010 x86 Redistributable

Скрипт MD5\vcredist_x86.e xe

10.0.30319.1

b88228d5fef4b6dc01 9d69d4471f23ec

md5

Системы автоматизированные информационно-измерительные комплексного учета энергоресурсов МИР, в состав котрых входит ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» внесено в Гос-реестр СИ РФ № 36357-07;

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»;

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «С».

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

По-грешнос ть в рабочих услови-

1

2

3

4

5

6

7

8

ях9 %

ПС 220/110/35/10/6 кВ «Пуль-Яха»

1

ПС 220/110/35/10/6 кВ «Пуль-Яха», ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Пуль-Яха - ВЛ 110 кВ Пуль-Яха - Ну-риевская

СА-123

Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 13007480/1; Зав. № 13007480/2; Зав. № 13007480/3

НКФ-110-57У1

Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3

Зав. № 28062;

Зав. № 27996;

Зав. № 28110

A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01261772

ЭКОМ-3000М Зав.№ 07050886

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,8

2

ПС 220/110/35/10/6 кВ «Пуль-Яха», ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Пуль-Яха - Звездная цепь с отпайками

СА-123

Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 13007480/4; Зав. № 13007480/5; Зав. № 13007480/6

НКФ-110-57У1

Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3

Зав. № 27971;

Зав. № 28079;

Зав. № 28020

A1802RALQ-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 01261773

ЭКОМ-3000М Зав.№ 07050886

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,8

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

3

ПС 220/110/35/10/6 кВ «Пуль-Яха», ОВ-110 кВ

ТФЗМ-150М-1У

Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 2358; Зав. № 2314; Зав. № 2361

НКФ-110-57У1

Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3

Зав. № 28062;

Зав. № 27996;

Зав. № 28110;

Зав. № 27971;

Зав. № 28079;

Зав. № 28020

A1802RALQ-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 01261774

ЭКОМ-3000М Зав.№ 07050886

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

ПС 110/35/10/6 кВ «Орловская»

4

ПС 110/35/6 кВ Орловская, ОРУ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Янгтинская-1

ТВЭ-35УХЛ2

Кл. т. 0,5 300/5

Зав. № 3119

ЗНОМ-35-65

Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 1413419; Зав. № 1413404; Зав. № 1413407

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812105135

МИР УСПД-1 Зав. № 07035

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

5

ПС 110/35/6 кВ Орловская, ОРУ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Янгтинская-2

ТВЭ-35УХЛ2

Кл. т. 0,5 300/5

Зав. № 3118

ЗНОМ-35-65

Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 1413463; Зав. № 1413478; Зав. № 1413425

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812105263

МИР УСПД-1 Зав. № 07035

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

Примечания:

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

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

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °C до плюс 35 °C; счетчиков -от плюс 21 °C до плюс 25 °C; УСПД - от плюс 10 °C до плюс 30 °C; ИВК - от плюс 10 °C до плюс 30 °C;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия эксплуатации:

- для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 40 °C до плюс 70 °C;

- для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

- температура окружающего воздуха:

- для счётчиков электроэнергии Альфа А1800 от минус 40 °C до плюс 65 °C;

- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °C до плюс 60 °C;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл;

- для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °C.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСПД МИР УСПД-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни

ка 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 счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 3 очередь типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Г осреестра

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

СА-123

23745-02

6

Трансформатор тока

ТФЗМ-150М-1У

5313-76

3

Трансформатор тока

ТВЭ-35УХЛ2

13158-04

2

Трансформатор напряжения

НКФ-110-57У1

14205-94

6

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65

912-07

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1802RALQ-P4GB-DW-4

31857-11

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

2

Устройство сбора и передачи данных

МИР УСПД-1

27420-08

2

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000М

19542-05

1

Программное обеспечение

ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»

-

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 56041-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 3 очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2013 г.

Перечень основных средств поверки:

• трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

• трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

• по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

• по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

• счетчиков Альфа А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

• счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;

• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

• термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до - 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 3 очередь, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

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.

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание