Назначение
Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Варьеганэнерго-нефть» (ОАО «ВЭН») с Изменениями № 1, 2, 3 является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Варьеганэнергонефть» (ОАО «ВЭН»), Свидетельство об утверждении типа RU.E.34.004.A № 40110, регистрационный № 44615-10 и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 81 - 123.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Варьеганэнергонефть» (ОАО «ВЭН») с Изменениями № 1, 2, 3 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую территориально-распределенную информационно-измерительную систему с централизованным управлением.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматическое выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;
- периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);
- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ P 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер баз данных АИИС КУЭ (сервер БД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей системы на базе IBM PC совместимых компьютеров, специализированное программное обеспечение (ПО) и аппаратуру приема-передачи данных.
Для передачи информации между уровнями ИИК и ИВК используются два канала: основной - промышленная сеть на базе оборудования Canopy; резервный - сотовая сеть связи стандарта GSM/GPRS.
Первичные фазные 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. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
По запросу данные с счетчиков по беспроводным линиям связи поступают на сервер БД, где осуществляется дальнейшая обработка, формирование и хранение измерительной информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по электронной почте с использованием каналов связи Интернет. АИ-ИС обеспечивает передачу информации в автоматизированном режиме в виде электронного документа, сформированного посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language XML).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации времени(УСВ) на базе GPS-приемника, внутренние часы счетчиков и сервера АИИС КУЭ. Время сервера синхронизировано с временем УСВ-2, погрешность синхронизации ±10 мс. Сличение времени сервера АИИС КУЭ с временем счетчиков происходит при сеансе связи для сбора информации непосредственно со счетчиков на сервер центра сбора данных с помощью беспроводных радиоустройств системы «Canopy». Синхронизация времени счетчиков с временем сервера БД осуществляется раз в сутки. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Варьеганэнергонефть» (ОАО «ВЭН») используется программный комплекс «ВЭНКУ», предназначенный для управления территориально и функционально распределенными техническими средствами сбора, обработки, хранения и выдачи учетной информации о потреблении электроэнергии. В состав программного комплекса «ВЭНКУ» входят программные модули, указанные в таблице 1.
ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» (по Р 50.2.077-2014). Метрологические характеристики, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | модуль записи в БД (сервис dbProxy) | модуль опроса по протоколу МЭК (сервис MEK) |
| Идентификационное наименование ПО | quartz-1.6.0.jar | wrapper.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 1.6.0 | Не ниже 3.2.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 7a0fc0f2ba376c55dfa855bcdb c4a1e8 | cc714b19aabe8569d49ae6f3 5eb2a5ea |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 | MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и метрологические характеристики ИК
| Номер точки измерений и наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологич. характерист. |
| Основная погрешн., % | Погрешн. в раб. усл., % |
| ТТ | ТН | Счетчик | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 81 | ПС 35/6 кВ «К-10» Западно-Варьёганского месторождения нефти Ввод 6кВ №1, ячейка 6кВ №2 | ГОЛ- СЭЩ 1002 600/5 Кл. т. 0,5S | ЗхЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | IBM s/n 7915E1G-KD1P35Y | Активная, Реактивная | ± 1,0 ± 2,6 | ± 2,7 ± 4,3 |
| 82 | ПС 35/6 кВ «К-10» Западно-Варьёганского месторождения нефти Ввод 6кВ №2, ячейка 6 кВ №12 | ГОЛ- СЭЩ 1002 600/5 Кл. т. 0,5S | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 83 | ПС 35/6 кВ «К-10» Западно-Варьёганского месторождения нефти ТСН 6/0,23 кВ №1 | ТОП-0,66-5-0,58 200/5 Кл. т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 | IBM s/n 7915E1G-KD1P35Y | Актив ная, Реактивная | ± 0,8 ± 2,2 | ± 1,9 ± 2,6 |
| 84 | ПС 35/6 кВ «К-10» Западно-Варьёганского месторождения нефти ТСН 6/0,23 кВ №2 | ТОП-0,66-5-0,58 200/5 Кл. т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 |
| 85 | ПС 35/6 кВ «К-141» Западно-Варьёганского месторождения нефти Ввод 6кВ №1, ячейка 6кВ №2 | ТОЛ- СЭЩ 1002 600/5 Кл. т. 0,5S | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, Реактивная | ± 1,0 ± 2,6 | ± 2,7 ± 4,3 |
| 86 | ПС 35/6 кВ «К-141» Западно-Варьёганского месторождения нефти ТСН 6/0,23 кВ №1 | ТОП-0,66-5-0,58 200/5 Кл. т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, Реактивная | ± 0,8 ± 2,2 | ± 1,9 ± 2,6 |
| 87 | ПС 35/6 кВ «КНС-2» Западно-Варьёганского месторождения нефти Ввод 6кВ №1, ячейка 6 кВ №4 | ТОЛ-10-8.2-3УЗ 1500/5 Кл. т. 0,5S | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, Реактивная | ± 1,0 ± 2,6 | ± 2,7 ± 4,3 |
| 88 | ПС 35/6 кВ «КНС-2» Западно-Варьёганского месторождения нефти Ввод 6кВ №2, ячейка 6кВ №15 | ТОЛ-10-8.2-3УЗ 1500/5 Кл. т. 0,5S | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
| 89 | ПС 35/6 кВ «КНС-2» Запад-но-Варьёганского месторождения нефти ТСН 6/0,4кВ | ТОП-0,66-5-0,58 100/5 Кл. т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, Реактивная | ± 0,8 ± 2,2 | ± 1,9 ± 2,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 90 | ПС 35/6 кВ «КНС-3» Западно-Варьёганского месторождения нефти Ввод 6кВ №1, ячейка 6кВ №2 | ТОЛ-10-8.2-3УЗ 1500/5 Кл. т. 0,5S | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | IBM s/n 7915E1G-KD1P35Y | Актив ная, Реактивная | ± 1,0 ± 2,6 | ± 2,7 ± 4,3 |
| 91 | ПС 35/6 кВ «КНС-3» Западно-Варьёганского месторождения нефти Ввод 6кВ №2, ячейка 6кВ №13 | ТОЛ-10-8.2-3УЗ 1500/5 Кл. т. 0,5S | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
| 92 | ПС 35/6 кВ «КНС-3» Запад-но-Варьёганского месторождения нефти ТСН 6/0,4кВ | ТОП-0,66-5-0,58 100/5 Кл. т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, Реактивная | ± 0,8 ± 2,2 | ± 1,9 ± 2,6 |
| 93 | ПС 35/6 кВ «К-13» Западно-Варьёганского месторождения нефти Ввод 6кВ №1, ячейка 6 кВ №2 | ТОЛ- СЭЩ 1002 600/5 Кл. т. 0,5S | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, Реактивная | ± 1,0 ± 2,6 | ± 2,7 ± 4,3 |
| 94 | ПС 35/6 кВ «К-13» Западно-Варьёганского месторождения нефти Ввод 6кВ №2, ячейка 6кВ №12 | ТОЛ- СЭЩ 1002 600/5 Кл. т. 0,5S | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, Реактивная | ± 1,0 ± 2,6 | ± 2,7 ± 4,3 |
| 95 | ПС 35/6 кВ «К-13» Западно-Варьёганского месторождения нефти ТСН 6/0,23 кВ №1 | ТОП-0,66-5-0,58 200/5 Кл. т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, Реактивная | ± 0,8 ± 2,2 | ± 1,9 ± 2,6 |
| 96 | ПС 35/6 кВ «К-13» Западно-Варьёганского месторождения нефти ТСН 6/0,23 кВ №2 | ТОП-0,66-5-0,58 200/5 Кл. т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 97 | ПС 35/6 кВ «Промысловая» Западно-Варьёганского месторождения нефти Ввод 6кВ №1, ячейка 6кВ №2 | ТОЛ- СЭЩ 1002 600/5 Кл. т. 0,5S | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | IBM s/n 7915E1G-KD1P35Y | Актив ная, Реактивная | ± 1,0 ± 2,6 | ± 2,7 ± 4,3 |
| 98 | ПС 35/6 кВ «Промысловая» Западно-Варьёганского месторождения нефти Ввод 6кВ №2, ячейка 6кВ №12 | ТОЛ- СЭЩ 1002 600/5 Кл. т. 0,5S | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
| 99 | ПС 35/6 кВ «Промысловая» Западно-Варьёганского месторождения нефти ТСН 6/0,23 кВ №1 | ТОП-0,66-5-0,58 200/5 Кл. т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, Реактивная | ± 0,8 ± 2,2 | ± 1,9 ± 2,6 |
| 100 | ПС 35/6 кВ «Промысловая» Западно-Варьёганского месторождения нефти ТСН 6/0,23 кВ №2 | ТОП-0,66-5-0,58 200/5 Кл. т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 |
| 101 | ПС 35/6 кВ «К-4» Тагринскогс месторождения нефти Ввод 6кВ №1, ячейка 6кВ №2 | ТОЛ-СЭЩ 1002 600/5 Кл. т. 0,5S | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, Реактивная | ± 1,0 ± 2,6 | ± 2,7 ± 4,3 |
| 102 | ПС 35/6 кВ «К-4» Тагринского месторождения нефти Ввод 6кВ №2, ячейка 6кВ №12 | ТОЛ-СЭЩ 1002 600/5 Кл. т. 0,5S | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
| 103 | ПС 35/6 кВ «К-4» Тагринского месторождения нефти ТСН 6/0,23 кВ №1 | ТОП-0,66-5-0,58 200/5 Кл. т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, Реактивная | ± 0,8 ± 2,2 | ± 1,9 ± 2,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 104 | ПС 35/6 кВ «К-4» Тагринского месторождения нефти ТСН 6/0,23 кВ №2 | ron-0,66-5-0,5S 200/5 Кл. т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 | | Актив ная, Реактивная | ± 0,8 ± 2,2 | ± 1,9 ± 2,6 |
| 105 | ПС 35/6 кВ «К-99» Тагринского месторождения нефти Ввод 6кВ №1, ячейка 6кВ №2 | ТОЛ-СЭЩ 1002 600/5 Кл. т. 0,5S | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | | Актив ная, | ± 1,0 | ± 2,7 |
| 106 | ПС 35/6 кВ «К-99» Тагринского месторождения нефти Ввод 6кВ №2, ячейка 6кВ №12 | ТОЛ-СЭЩ 1002 600/5 Кл. т. 0,5S | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | IBM s/n 7915E1G-KD1P35Y | Реактивная | ± 2,6 | ± 4,3 |
| 107 | ПС 35/6 кВ «К-99» Тагринского месторождения нефти ТСН 6/0,23 кВ №1 | ТОП-0,66-5-0,58 200/5 Кл. т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, | ± 0,8 | ± 1,9 |
| 108 | ПС 35/6 кВ «К-99» Тагринского месторождения нефти ТСН 6/0,23 кВ №2 | ТОП-0,66-5-0,58 200/5 Кл. т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 | Реактивная | ± 2,2 | ± 2,6 |
| 109 | ПС 35/6 кВ «КНС-4» Тагринского месторождения нефти Ввод 6кВ №1, ячейка 6кВ №16 | ГОЛ- 10-8.2-3УЗ 1500/5 Кл. т. 0,5S | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, Реактивная | ± 1,0 ± 2,6 | ± 2,7 ± 4,3 |
| 110 | ПС 35/6 кВ «КНС-4» Тагринского месторождения нефти Ввод 6кВ №2, ячейка 6кВ №5 | ТОЛ- 10-8.2-3УЗ 1500/5 Кл. т. 0,5S | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | | Актив ная, Реактивная | ± 1,0 ± 2,6 | ± 2,7 ± 4,3 |
| 111 | ПС 35/6 кВ «КНС-4» Тагринского месторождения нефти ТСН 6/0,4кВ | ТОП-0,66-5-0,58 100/5 Кл. т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 | | Актив ная, Реактивная | ± 0,8 ± 2,2 | ± 1,9 ± 2,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 112 | ПС 35/6 кВ «К-6» Тагринского месторождения нефти Ввод 6кВ №1, ячейка 6кВ №2 | ТОЛ-СЭЩ 1002 600/5 Кл. т. 0,5S | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | | Актив ная, | ± 1,0 | ± 2,7 |
| 113 | ПС 35/6 кВ «К-6» Тагринского месторождения нефти Ввод 6кВ №2, ячейка 6кВ №12 | ТОЛ-СЭЩ 1002 600/5 Кл. т. 0,5S | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | | Реактивная | ± 2,6 | ± 4,3 |
| 114 | ПС 35/6 кВ «К-6» Тагринского месторождения нефти ТСН 6/0,23 кВ №1 | ГОП-0,66-5-0,58 200/5 Кл. т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 | IBM s/n 7915E1G-KD1P35Y | Актив ная, | ± 0,8 | ± 1,9 |
| 115 | ПС 35/6 кВ «К-6» Тагринского месторождения нефти ТСН 6/0,23 кВ №2 | ТОП-0,66-5-0,58 200/5 Кл. т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 | Реактивная | ± 2,2 | ± 2,6 |
| 116 | ПС 35/6 кВ «КНС-2» Тагринского месторождения нефти Ввод 6кВ №1, ячейка 6кВ №13 | ТОЛ- 10-8.2-3УЗ 1500/5 Кл. т. 0,5S | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, | ± 1,0 | ± 2,7 |
| 117 | ПС 35/6 кВ «КНС-2» Тагринского месторождения нефти Ввод 6кВ №2, ячейка 6кВ №2 | ТОЛ- 10-8.2-3УЗ 1500/5 Кл. т. 0,5S | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | | Реактивная | ± 2,6 | ± 4,3 |
| 118 | ПС 35/6 кВ «КНС-2» Тагринского месторождения нефти ТСН 6/0,4кВ №1 | ТОП-0,66-5-0,58 100/5 Кл. т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 | | Актив ная, | ± 0,8 | ± 1,9 |
| 119 | ПС 35/6 кВ «КНС-2» Тагринского месторождения нефти ТСН 6/0,4кВ №2 | ТОП-0,66-5-0,58 100/5 Кл. т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 | | Реактивная | ± 2,2 | ± 2,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 120 | ПС 35/6 кВ «Промзона» Таг-ринского месторождения нефти Ввод 6кВ №1, ячейка 6кВ №2 | ТОЛ-СЭЩ 1002 600/5 Кл. т. 0,5S | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | IBM s/n 7915E1G-KD1P35Y | Актив ная, Реактивная | ± 1,0 ± 2,6 | ± 2,7 ± 4,3 |
| 121 | ПС 35/6 кВ «Промзона» Таг-ринского месторождения нефти Ввод 6кВ №2, ячейка 6кВ №12 | ТОЛ-СЭЩ 1002 600/5 Кл. т. 0,5S | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6-1 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
| 122 | ПС 35/6 кВ «Промзона» Таг-ринского месторождения нефти ТСН 6/0,23 кВ №1 | ТОП-0,66-5-0,58 200/5 Кл. т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 | Актив ная, Реактивная | ± 0,8 ± 2,2 | ± 1,9 ± 2,6 |
| 123 | ПС 35/6 кВ «Промзона» Таг-ринского месторождения нефти ТСН 6/0,23 кВ №2 | ТОП-0,66-5-0,58 200/5 Кл. т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение: от 0,95-Uhom до 1,05-Uhom; ток: от 1,0-!НОМ до 1,2-!ноМ, cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение: от 0,9-Uhom до 1,1 -Uhom; ток: от 0,01-1НОМ до 1,2-1НОМ;
0,5 инд.<cosф<0,8 емк.
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 60 до плюс 50 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 60 С; для сервера от плюс 10 до плюс 35 °С;
5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,01 1ном, cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
7. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчики - среднее время наработки на отказ не менее 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер (параметры надежности: коэффициент готовности 0,99, среднее время восстановления работоспособности tв = 30 мин);
Надежность системных решений:
- резервирование питания сервера опроса и сервера баз данных (БД) с помощью источника
бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться по каналам сотовой связи через GSM/GPRS-модем или посредством ручного сбора данных;
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках;
Мониторинг состояния АИИС КУЭ:
- возможность съема информации со счетчика автономным и удаленным способами;
- визуальный контроль информации на счетчике.
Организационные решения:
- наличие эксплуатационной документации.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер опроса и сервер БД, АРМы.
Возможность коррекции времени в:
- ИИК - электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК - сервер, АРМ (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- состояний средств измерений (функция автоматизирована);
- результатов измерений (функция автоматизирована);
Цикличность:
- измерений: 30-ти минутные приращения (функция автоматизирована);
- сбора: 1 раз в 30 минут (функция автоматизирована);
Глубина хранения информации:
- электросчетчик СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - более 40 лет; хранение собственных журналов событий счетчиков (функция автоматизирована);
- сервер БД - хранение массивов профиля активной и реактивной мощностей и данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления - на глубину не менее 3 лет. Хранение журналов событий счетчиков, а также хранение интегрального журнала событий на уровне ИВК на глубину не менее 3 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Варьеганэнергонефть» (ОАО «ВЭН») с Изменением № 1, 2, 3.
Комплектность
Комплектность соответствует паспорту-формуляру на АИИС КУЭ ОАО «Варьеган-энергонефть» (ОАО «ВЭН»), в котором приведен полный перечень измерительных, связующих и вычислительных компонентов, образующих каждый измерительный канал.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, методика поверки «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Варьеганэнерго-нефть» (ОАО «ВЭН») с Изменениями № 1, 2, 3. Измерительные каналы. Методика поверки».
Поверка
осуществляется по методике поверки МП 44615-15 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Варьеганэнер-гонефть» (ОАО «ВЭН») с Изменениями № 1, 2, 3. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИМС» 28 ноября 2014 г.
Средства поверки измерительных компонентов:
- средства поверки ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- устройство синхронизации времени УСВ-2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки» ВЛСТ 237.00.000И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 31.08.2004 г.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Варьеган-энергонефть» (ОАО «ВЭН»). Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.
