Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Варьеганэнергонефть» (ОАО «ВЭН») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (сервер) с программным обеспечением (ПО) «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ», устройство синхронизации времени, автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 преобразуются 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для ИК №№ 15-22 цифровой сигнал с выходов счетчиков по беспроводным линиям связи (основной канал) поступает в локальную вычислительную сеть (ЛВС) на сервер. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи стандарта GSM в режиме пакетной передачи данных GPRS.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает в волоконно-оптическую линию связи (ВОЛС) (основной канал), далее сигнал поступает в локальную вычислительную сеть (ЛВС) на сервер. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи стандарта GSM в режиме пакетной передачи данных GPRS.
На сервере осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера, устройство синхронизации времени УСВ-2, синхронизирующее часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/ОРБ-приемника.
Сравнение показаний часов сервера с УСВ-2 осуществляется каждый час. Корректировка часов сервера производится при расхождении с УСВ-2 на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется один раз в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ». Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентиф икационное наименование ПО | quartz-1.6.0.jar | wrapper.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.6.0 | 3.20 |
| Цифровой идентификатор ПО | 7a0fc0f2ba376c55dfa 855bcdbc4a1e8 | cc714b19aabe8569 d49ae6f35eb2a5ea |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| | | Измерительные компоненты | | | Метрологические характеристики ИК |
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | ТТ | ТН | Счетчик | Устройство синхронизации времени | Сервер | Вид электро энергии | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | ПС 110/35/6 кВ | ТОЛ-СВЭЛ-35 | ЗНОМ-35-65 | | | | Актив- | | |
| 1 | Тагринская, РУ-35 кВ, | Кл.т. 0,2S 200/5 | Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | | ная | 0,9 | 1,7 |
| | 1СШ, ВЛ 35 кВ | Рег. № 70106-17 | Рег. № 912-70 | Рег. № 36697-12 | | | Реак- | 1,6 | 2,9 |
| | Ф. 1 | Фазы: А; С | Фазы: А; В; С | | | | тивная | | |
| | ПС 110/35/6 кВ | ТОЛ-СВЭЛ-35 | ЗНОМ-35-65 | | | | Актив- | | |
| 2 | Тагринская, РУ-35 кВ, | Кл.т. 0,2S 200/5 | Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | | ная | 0,9 | 1,7 |
| | 1СШ, ВЛ 35 кВ Ф. 2 | Рег. № 70106-17 Фазы: А; С | Рег. № 912-70 Фазы: А; В; С | Рег. № 36697-12 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | HP ProLiant | Реак тивная | 1,6 | 2,9 |
| 3 | ПС 110/35/6 кВ Тагринская, РУ-35 кВ, | ТОЛ-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,2S 200/5 | ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | DL180 | Актив ная | 0,9 | 1,7 |
| | 1СШ, ВЛ 35 кВ | Рег. № 70106-17 | Рег. № 912-70 | Рег. № 36697-12 | | | Реак- | 1,6 | 2,9 |
| | Ф. 3 | Фазы: А; С | Фазы: А; В; С | | | | тивная | | |
| | ПС 110/35/6 кВ | ТОЛ-СВЭЛ-35 | ЗНОМ-35-65 | | | | Актив- | | |
| 4 | Тагринская, РУ-35 кВ, | Кл.т. 0,2S 200/5 | Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | | ная | 0,9 | 1,7 |
| | 1СШ, ВЛ 35 кВ | Рег. № 70106-17 | Рег. № 912-70 | Рег. № 36697-12 | | | Реак- | 1,6 | 2,9 |
| | Ф. 4 | Фазы: А; С | Фазы: А; В; С | | | | тивная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 5 | ПС 110/35/6 кВ Тагринская, КНС-1 РУ-6кВ №2 , 1СШ, яч. 8 | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 1500/5 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | | Актив ная | 1, 1 | 3,0 |
| | Рег. № 1856-63 Фазы: А; С | Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | Рег. № 36697-12 | | | Реак тивная | 2,3 | 4,9 |
| | ПС 110/35/6 кВ | Т-0,66 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 67928-17 Фазы: А; В; С | | СЭТ- | | | Актив- | 0,9 1,9 | 2,9 4,8 |
| 6 | Тагринская, ТСН-1 6/0,4 кВ, ввод-0,4 кВ | - | 4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | | | ная Реак тивная |
| | ПС 110/35/6 кВ | ТВЛМ-10 | НТМИ-6-66 | | | | Актив- | | |
| | Тагринская, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | | ная | 1, 1 | 3,0 |
| 7 | КНС-1 РУ-6кВ | 1500/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | | |
| | №2 , 2СШ, | Рег. № 1856-63 | Рег. № 2611-70 | Рег. № 36697-12 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | | Реак- | 2,3 | 4,9 |
| | яч.16 | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | HP ProLiant | тивная | | |
| | ПС 110/35/6 кВ | Т-0,66 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 67928-17 Фазы: А; В; С | | СЭТ- | DL180 | Актив- | 0,9 1,9 | 2,9 4,8 |
| 8 | Тагринская, ТСН-2 6/0,4 кВ, ввод-0,4 кВ | - | 4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | | | ная Реак тивная |
| 9 | ПС 110/35/6 кВ КНС-3, РУ-35 кВ, 1СШ, ВЛ35 кВ Ф.1 | ТФЗМ35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 100/5 | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,2 35000/100 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | | Актив ная | 1,0 | 2,9 |
| | Рег. № 8555-81 | Рег. № 19813-09 | Рег. № 36697-12 | | | Реак- | 2,0 | 4,8 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | тивная | | |
| 10 | ПС 110/35/6 кВ КНС-3, РУ-35 кВ, 2 СШ, ВЛ35 кВ Ф. 4 | ТФЗМ35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 100/5 | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,2 35000/100 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | | Актив ная | 1,0 | 2,9 |
| | Рег. № 8555-81 | Рег. № 19813-09 | Рег. № 36697-12 | | | Реак- | 2,0 | 4,8 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | тивная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | ПС 110/35/6 кВ КНС-3, РУ-6кВ КНС-3, 1СШ, яч. 1 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | | Актив ная | 1, 1 | 3,0 |
| 11 | 1500/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | |
| | Рег. № 51623-12 | Рег. № 2611-70 | Рег. № 36697-08 | | | Реак- | 2,3 | 4,9 |
| | Фазы: А; В; С | Фазы: АВС | | | | тивная | | |
| | ПС 110/35/6 кВ | Т-0,66 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 67928-17 Фазы: А; В; С | | СЭТ- | | | Актив- | 0,9 | 2,9 |
| 12 | КНС-3, ТСН-1 | | 4ТМ.03М.08 | | | ная |
| 6/0,4 кВ, ввод-0,4 кВ | | Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | | | Реак тивная | 1,9 | 4,8 |
| 13 | ПС 110/35/6 кВ КНС-3, РУ-6кВ КНС-3, 2СШ, яч. 12 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 1500/5 Рег. № 51623-12 Фазы: А; В; С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2298 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | УСВ-2 Рег. № | HP ProLiant DL180 | Актив ная Реак тивная | 0,9 1,6 | 1,7 2,9 |
| 14 | ПС 110/35/6 кВ КНС-3, ТСН-2 | Т-0,66 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 67928-17 Фазы: А; В; С | | СЭТ- 4ТМ.03М.08 | 41681-10 | Актив ная | 0,9 | 2,9 |
| 6/0,4 кВ, ввод-0,4 кВ | | Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | | | Реак тивная | 1,9 | 4,8 |
| | ПС 110/35/6 кВ | ТФЗМ35А-ХЛ1 | НАМИ-35 УХЛ1 | | | | Актив- | | |
| | Западный | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | | ная | 1, 1 | 3,0 |
| 15 | Варьеган, ОРУ- | 200/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | | |
| | 35 кВ, 1СШ, | Рег. № 8555-81 | Рег. № 19813-09 | Рег. № 36697-17 | | | Реак- | 2,3 | 4,9 |
| | ВЛ 35 кВ Ф. 1 | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | тивная | | |
| | ПС 110/35/6 кВ | ТФЗМ-35Б-1У1 | НАМИ-35 УХЛ1 | | | | Актив- | | |
| | Западный | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | | ная | 1, 1 | 3,0 |
| 16 | Варьеган, ОРУ- | 100/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | | |
| | 35 кВ, 1СШ, | Рег. № 3689-73 | Рег. № 19813-09 | Рег. № 36697-17 | | | Реак- | 2,3 | 4,9 |
| | ВЛ 35 кВ Ф. 2 | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | тивная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | ПС 110/35/6 кВ | ТФЗМ35А-ХЛ1 | НАМИ-35 УХЛ1 | | | | Актив- | | |
| | Западный | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | | ная | 1, 1 | 3,0 |
| 17 | Варьеган, ОРУ- | 200/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | | |
| | 35 кВ, 2СШ, | Рег. № 8555-81 | Рег. № 19813-09 | Рег. № 36697-17 | | | Реак- | 2,3 | 4,9 |
| | ВЛ 35 кВ Ф. 3 | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | тивная | | |
| | ПС 110/35/6 кВ | ТФЗМ-35Б-1У1 | НАМИ-35 УХЛ1 | | | | Актив- | | |
| | Западный | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | | ная | 1, 1 | 3,0 |
| 18 | Варьеган, ОРУ- | 100/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | | |
| | 35 кВ, 2СШ, | Рег. № 3689-73 | Рег. № 19813-09 | Рег. № 36697-17 | | | Реак- | 2,3 | 4,9 |
| | ВЛ 35 кВ Ф. 4 | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | тивная | | |
| | ПС 110/35/6 кВ | ТОЛ-10 | НТМИ-6-66 | | | | Актив- | | |
| | Западный | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | | ная | 1, 1 | 3,0 |
| 19 | Варьеган, РУ-6 | 1500/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | | |
| | кВ №1 КНС-1, 1СШ, яч.№6 | Рег. № 7069-79 Фазы: А; В; С | Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | Рег. № 36697-17 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | HP ProLiant | Реак тивная | 2,3 | 4,9 |
| 20 | ПС 110/35/6 кВ Западный Варьеган, ТСН-1 6/0,4 кВ, ввод-0,4 кВ | Т-0,66 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 67928-17 Фазы: А; В; С | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | DL180 | Актив ная Реак тивная | 0,9 1,9 | 2,9 4,8 |
| | ПС 110/35/6 кВ | ТОЛ-10 | НТМИ-6-66 | | | | Актив- | | |
| | Западный | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | | ная | 1, 1 | 3,0 |
| 21 | Варьеган, РУ-6 | 1500/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | | |
| | кВ №1 КНС-1, | Рег. № 7069-79 | Рег. № 2611-70 | Рег. № 36697-17 | | | Реак- | 2,3 | 4,9 |
| | 2СШ, яч.№14 | Фазы: А; В; С | Фазы: АВС | | | | тивная | | |
| 22 | ПС 110/35/6 кВ Западный Варьеган, ТСН-2 6/0,4 кВ, ввод-0,4 кВ | Т-0,66 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 36382-07 Фазы: А; В; С | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | | | Актив ная Реак тивная | 0,9 1,9 | 2,9 4,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 23 | ПС 110/35/6 кВ «Светлая», ОРУ-35 кВ, 1СШ, ВЛ 35 кВ Ф. 2 | ТВГ-УЭТМ® Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 52619-13 Фазы: А; В; С | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | HP ProLiant | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,5 5,9 |
| 24 | ПС 110/35/6 кВ «Светлая», ОРУ-35 кВ, | ТВГ-УЭТМ® Кл.т. 0,5S 300/5 | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | DL180 | Актив ная | 1,3 | 3,5 |
| | 2СШ, ВЛ 35 кВ Ф. 3 | Рег. № 52619-13 Фазы: А; В; С | Рег. № 19813-09 Фазы: АВС | | | Реак тивная | 2,5 | 5,9 |
| Пределы допускаемой погрешности СО | ЕВ ±5 с. |
Примечания:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 1-4, 6, 8, 11-14, 20, 22-24 для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК для тока 5 % от 1ном; cosj = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ-2 на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 24 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от 1ном для ИК №№ 1-4, 6, 8, 11-14, 20, 22-24 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 95 до 105 от 1 до 120 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от 1ном для ИК №№ 1-4, 6, 8, 11-14, 20, 22-24 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от -10 до +35 от +10 до +35 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСВ-2: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч | 165000 2 140000 2 35000 2 |
| 1 | 2 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| для счетчиков: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| для сервера: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии; сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4. Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СВЭЛ-35 | 8 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-35Б-1У1 | 4 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТВЛМ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 18 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ35А-ХЛ1 | 8 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ | 6 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10 | 6 |
| Трансформаторы тока встроенные | ТВГ-УЭТМ® | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-35-65 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 24 |
| У стройства синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер | HP ProLiant DL180 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-168-2019 | 1 |
| Формуляр | 2019ВЭН_Д0005.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-168-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Варьеганэнергонефть» (ОАО «ВЭН»). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 22.05.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Варьеганэнергонефть» (ОАО «ВЭН»), свидетельство об аттестации № 192/RA.RU.312078/2019.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Варьеганэнергонефть» (ОАО «ВЭН»)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
75531-19: Методика поверки МП ЭПР-168-2019Скачать11.5 Мб