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.

Развернуть полное описание