Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" с Изменением №1
- ООО "НПО "Мир", г.Омск
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:44693-12
- 23.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" с Изменением №1
| Основные | |
| Тип | |
| Год регистрации | 2012 |
| Дата протокола | Приказ 302 п. 02 от 05.05.201203д от 29.07.10 п.54 |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Примечание | 02.04.2013 заменен на 44693-1305.05.2012 утвержден вместо 44693-10 |
| Срок действия сертификата | .. |
| Страна-производитель | Россия |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Назначение
Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (далее по тексту - АИИС КУЭ) является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», свидетельство об утверждении типа RU.E.34.004.A № 40201, регистрационный № 44693-10, и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, приведенных в таблице 2.
АИИС КУЭ предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый 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-ой уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса энергоустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) МИР УСПД-01, технические средства приема/передачи данных (каналообразующая аппаратура) и программное обеспечение (ПО).
3-ий уровень - информационно-измерительный комплекс (ИВК), 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 по основному каналу связи с помощью следующих каналов связи:
- RS-485;
- радиоканал с использованием радиомодема INTEGRA-TR;
- резервный спутниковый канал, с использованием терминалов GSP-1620.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД (автоматически и по запросу) через выделенный канал Internet (основной канал) и с помощью модема ZyXEL U336 через телефонную сеть общего пользования.
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 БД синхронизировано со временем радиочасов МИР РЧ-01, сличение ежесекундное. Время УСПД синхронизировано со временем сервера БД, корректировка осуществляется каждые 60 мин. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени счетчиков производится при расхождении со временем УСПД ± 2 с. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика 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 ПО "УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ" версии 1.9.6, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО "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 ПО "УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ".
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 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 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 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 |
| 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 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 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 | USPDConfUSPDCo nfEx.exe | 4.0.5.195 | b20d92b46e861b060 2ed283fa07b5ccb | md5 |
| Конфигуратор УСПД | USPDConfUSPDCo nfEx Old.exe | 4.0.0.179 | 8030b932f43236770 f233b97e0af1c23 | md5 |
| CodeGear RAD Studio | WebCalcPowers\Bor land.Delphi.dll | 12.0.3210.17555 | 314eb92fS81d9a9d7 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 |
| Окончание таблицы | 1 | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 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\AUTOU 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 | e94e66d3bf87cb9fcf 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 |
| 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 которых входит ПО, внесены в Госреестр СИ РФ № 36357-07.
• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ПК УЧЕТ ЭНЕРГО-
РЕСУРСОВ, 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.
• Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
| № п/п | Номер точки измерений и наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | |||||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | |
| ПС 110/35/6 кВ "Новогодняя" | |||||||||
| 1 | 23 | ВЛ-35 кВ Куст 38-1 | ТОЛ-35-III 300/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 100 Зав.№ 107 | НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 123 | A1R-3-AL-C29-T+ Кл. т. 0,2S/0,2 Зав.№ 01067118 | МИР УСПД-01 Зав.№ 04039 | Активная, реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,0 ± 4,4 |
| 2 | 24 | ВЛ-35 кВ Куст 38-2 | ТОЛ-35-III 300/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 93 Зав.№ 115 | НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 124 | A1R-3-AL-C29-T+ Кл. т. 0,2S/0,2 Зав.№ 01067119 | Активная, реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,0 ± 4,4 | |
| ПС 110/35/6 кВ "Крайняя" | |||||||||
| 3 | 81 | ВЛ-35 кВ Куст 8-1 | ТОЛ-35-III 300/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 94 Зав.№ 96 | ЗНОМ-35-65 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 1463853 Зав.№ 1463854 Зав.№ 1463844 | A1R-3-AL-C29-T+ Кл. т. 0,2S/0,2 Зав.№ 01067063 | МИР УСПД-01 Зав.№ 04040 | Активная, реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,0 ± 4,4 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | |
| 4 | 82 | ВЛ-35 кВ Куст 35-1 | ТОЛ-35-III 300/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 98 Зав.№ 101 | ЗНОМ-35-65 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 1463853 Зав.№ 1463854 Зав.№ 1463844 | A1R-3-AL-C29-T+ Кл. т. 0,2S/0,2 Зав.№ 01067115 | МИР УСПД-01 Зав.№ 04040 | Активная, реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,0 ± 4,8 |
| 5 | 83 | ВЛ-35 кВ Куст 8-2 | ТОЛ-35-III 300/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 92 Зав.№ 95 | ЗНОМ-35-65 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 1391691 Зав.№ 1391700 Зав.№ 1391689 | A1R-3-AL-C29-T+ Кл. т. 0,2S/0,2 Зав.№ 01067074 | Активная, реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,0 ± 4,4 | |
| 6 | 84 | ВЛ-35 кВ Куст 35-2 | ТОЛ-35-III 300/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 103 Зав.№ 104 | ЗНОМ-35-65 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 1391691 Зав.№ 1391700 Зав.№ 1391689 | A1R-3-AL-C29-T+ Кл. т. 0,2S/0,2 Зав.№ 01067100 | Активная, реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,0 ± 4,4 | |
| ПС 110/35/6 кВ "Хрустальная" | |||||||||
| 7 | 190 | Ввод 110 кВ Т1 | ТВГ-110 300/5 Кл. т. 0,2 Зав.№ 4148 Зав.№ 4188 Зав.№ 4187 | СРВ 123 110000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 1HSE8579 717 Зав.№ 1HSE8679 274 Зав.№ 1HSE8703 216 | A1R-3-AL-C29-T+ Кл. т. 0,2S/0,2 Зав.№ 01067066 | МИР УСПД-01 Зав.№ 11076 | Активная, реактивная | ± 0,8 ± 1,7 | ± 1,6 ± 2,0 |
| 8 | 191 | Ввод 110 кВ Т2 | ТВГ-110 300/5 Кл. т. 0,2 Зав.№ 3952 Зав.№ 3957 Зав.№ 4040 | СРВ 123 110000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 1HSE8679 718 Зав.№ 1HSE8679 264 Зав.№ 1HSE8679 719 | A1R-3-AL-C29-T+ Кл. т. 0,2S/0,2 Зав.№ 01067082 | Активная, реактивная | ± 0,8 ± 1,7 | ± 1,6 ± 2,0 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | |
| 9 | 192 | ВЛ-35 кВ Хрусталь-ная-1 | ТОЛ-35-III 300/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 131 Зав.№ 132 | НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 298 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0812105232 | МИР УСПД-01 Зав.№ 11076 | Активная, реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,0 ± 4,8 |
| 10 | 193 | ВЛ-35 кВ Хрусталь-ная-3 | ТОЛ-35-III 300/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 152 Зав.№ 153 | НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 298 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0812105254 | Активная, реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,0 ± 4,8 | |
| 11 | 194 | ВЛ-35 кВ Хрусталь-ная-2 | ТОЛ-35-III 300/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 133 Зав.№ 151 | НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0812105246 | Активная, реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,0 ± 4,8 | |
| 12 | 195 | ВЛ-35 кВ Хрусталь-ная-4 | ТОЛ-35-III 300/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 154 Зав.№ 155 | НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0812105113 | Активная, реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,0 ± 4,8 | |
| 13 | 196 | ЗРУ-6 кВ Ввод-1 | ТЛК-10 1500/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 15108 Зав.№ 15143 Зав.№ 15168 | НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 0991 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0808111315 | Активная, реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,0 ± 4,7 | |
| 14 | 197 | ЗРУ-6 кВ ТСН-1 | ТОП-0,66 100/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 1067626 Зав.№ 1065939 Зав.№ 1067632 | _ | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0812093811 | Активная, реактивная | ± 0,9 ± 2,2 | ± 2,9 ± 4,6 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | |
| 15 | 198 | ЗРУ-6 кВ Ввод-2 | ТЛК-10 1500/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 15159 Зав.№ 15157 Зав.№ 15170 | НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 0942 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0808113332 | МИР УСПД-01 Зав.№ 11076 | Активная, реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,0 ± 4,7 |
| 16 | 199 | ЗРУ-6 кВ ТСН-2 | ТОП-0,66 100/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 1065979 Зав.№ 1067624 Зав.№ 1067621 | _ | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0812094624 | Активная, реактивная | ± 0,9 ± 2,2 | ± 2,9 ± 4,6 | |
| ПС 110/35/6 кВ "Итурская" | |||||||||
| 17 | 212 | ВЛ-35 кВ «Итурская-1» | ТОЛ-35-III 300/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 97 Зав.№ 99 Зав.№ 102 | НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 283 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0812104875 | МИР УСПД-01 Зав.№ 08062 | Активная, реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,0 ± 4,8 |
| 18 | 213 | ВЛ-35 кВ «Итурская-3» | ТОЛ-35-III 300/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 111 Зав.№ 112 Зав.№ 113 | НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 283 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0812104676 | Активная, реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,0 ± 4,8 | |
| 19 | 214 | ВЛ-35 кВ «Итурская-2» | ТОЛ-35-III 300/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 108 Зав.№ 109 Зав.№ 110 | НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 284 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0812104383 | Активная, реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,0 ± 4,8 | |
| 20 | 215 | ВЛ-35 кВ «Итурская-4» | ТОЛ-35-Ш 300/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 114 Зав.№ 116 Зав.№ 129 | НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 284 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0812104739 | Активная, реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,0 ± 4,8 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | |
| 21 | 216 | ЗРУ-6 кВ Ввод-1 | ТЛК-10 1500/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 00490 Зав.№ 00356 Зав.№ 00475 | НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 0176 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0808111392 | МИР УСПД-01 Зав.№ 08062 | Активная, реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,0 ± 4,7 |
| 22 | 217 | ЗРУ-6 кВ ТСН-1 | ТОП-0,66 100/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 1065943 Зав.№ 1067575 Зав.№ 1067586 | _ | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0812094614 | Активная, реактивная | ± 0,9 ± 2,2 | ± 2,9 ± 4,6 | |
| 23 | 218 | ЗРУ-6 кВ Ввод-2 | ТЛК-10 1500/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 16665 Зав.№ 16695 Зав.№ 16708 | НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 0051 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0808113355 | Активная, реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,0 ± 4,7 | |
| 24 | 219 | ЗРУ-6 кВ ТСН-2 | ТОП-0,66 100/5 Кл. т. 0,5S Зав.№ 1065943 Зав.№ 1067575 Зав.№ 1067586 | _ | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0806110019 | Активная, реактивная | ± 0,9 ± 2,2 | ± 2,9 ± 4,6 | |
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 + 1,2) 1ном, частота - (50 ±
0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50 °С; счетчиков - от + 18 °С до + 25 °С; ИВК - от + 10 °С до + 30 °С;
- 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 - (0,05 ^ 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 до плюс 70 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ^ 1,1) ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 ^ 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающей среды для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М и Альфа от минус 40 °C до плюс 60 °C, ;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005, счетчики электроэнергии Альфа в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-96 и в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Газ-промнефть-Ноябрьскнефтегаз» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т =
140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик Альфа - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе
ребойного 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;
- коррекции времени в УСПД;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- 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;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (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 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 45 сут (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3 года;
- Сервер АИИС - 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» с Изменением № 1 типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Кол-во, шт. |
| Трансформатор тока ТВГ-110 | 6 |
| Трансформатор тока ТОЛ-35-Ш | 32 |
| Трансформатор тока ТЛК-10 | 12 |
| Трансформатор тока ТОП-0,66 | 12 |
| Трансформатор напряжения СРВ 123 | 6 |
| Трансформатор напряжения НАМИ-35 | 6 |
| Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65 | 6 |
| Наименование | Кол-во, шт. |
| Трансформатор напряжения НАМИТ-10 | 4 |
| Счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М | 16 |
| Счётчик электрической энергии Альфа A1R-3-AL-C29-T+ | 8 |
| МИР УСПД-01 | 4 |
| Методика поверки | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Руководство по эксплуатации | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 44693-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» с Изменением №1. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "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";
• СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1;
• Альфа - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные типа Альфа. Методика поверки»;
• 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.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».
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 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
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.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.