Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпромнефть-Хантос» (изм. 2021 г.) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ООО «Газпромнефть-Хантос», автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включает в себя устройство сбора и передачи данных МИР УСПД-01 (далее по тексту - УСПД), каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК) ООО «Газпромнефть-Хантос», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (радиочасы) МИР РЧ-02 (далее - УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ) ООО «Газпромнефть-Хантос» и АО «Газпром энергосбыт», специализированное программное обеспечение (далее по тексту - ПО) ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ».
ИИК, ИВКЭ, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
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.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- 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.
УСПД в составе ИВКЭ осуществляет:
- один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов измерений;
- хранение результатов измерений в базе данных;
- передачу результатов измерений в ИВК.
- синхронизацию (коррекцию) времени в УСПД и коррекцию времени в счетчиках;
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- формирование отчетных документов;
- ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений, осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации (коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков;
- ведение журнала событий ИВК;
- синхронизацию времени в сервере БД с возможностью коррекции времени в счетчиках электроэнергии и УСПД;
- дистанционный доступ к компонентам АИИС;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между ИВК, АРМ, информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется следующим образом:
- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате 80020 для передачи данных от сервера БД на АРМ;
- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате 80020 для передачи данных от сервера БД или АРМ во внешние системы;
- информация о средствах измерения, при необходимости, передается в виде электронного документа XML в формате 80030.
Электронные документы XML заверяются электронно-цифровой подписью на АРМ и/или сервере БД
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена МИР РЧ-02, принимающим сигналы точного времени от спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС/GPS. Пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки переднего фронта импульса к шкале координированного времени составляют ±1 мкс. Часы сервера БД синхронизированы с временем МИР РЧ-02, сличение ежесекундное. Часы УСПД синхронизированы с часами сервера БД, корректировка осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов УСПД осуществляется при расхождении часов УСПД и сервера БД на ±1 с. Сличение часов счетчиков с часами УСПД/сервера не реже одного раза в сутки, корректировка часов счетчиков производится при расхождении с часами УСПД/сервера на ±1 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Программный комплекс СЕРВЕР СБОРА ДАННЫХ MirServsbor.msi | Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ EnergyRes.msi | Программа ПУЛЬТ ЧТЕНИЯ ДАННЫХ MirReaderSetup .msi |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.0.0.1 | 2.5 | 2.0.9.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 7d30b09bbf536b7f45db 352b0c7b7023 | 55a532c7e6a3c30405d 702554617f7bc | 6dcfa7d8a621420f8a52 b8417b5f7bbc |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | MD5 | MD5 |
Системы автоматизированные информационно-измерительные комплексного учета энергоресурсов МИР, в состав которых входит ПО, внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений за № 36357-13.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| к а <D о Я | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электроэне ргии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | ИВК | Основная погрешнос ть, % | Погрешност ь в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | ПП-35 кВ №2 В35-1, оп. 50 | Т ОЛ-СЭЩ-35 -IV Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 51623-12 | ЗНОЛ-СЭЩ-35 -IV Кл. т. 0,5 Ктн 35000:V3/100:V3 Рег. № 54371-13 | МИР С-03.02^ EQTLBMN-RG-1T-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 | - | Сервер HP ProLiant DL380G5 / МИР РЧ- 02 Рег. № 46656-11 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±2,8 ±4,8 |
| 2 | ПП 35 кВ №2 В35-2, оп. 50 | Т ОЛ-СЭЩ-35 -IV Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 51623-12 | НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 19813-09 | МИР С-03.02^ EQTLBMN-RG-1T-H Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±2,8 ±4,8 |
| 3 | ПКУ 35 кВ №2, оп. 50/7 | TECV-C3 Кл. т. 0,5S Ктт 100 А / 1 В Рег. № 69430-17 | TECV-C3 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/1 Рег. № 69430-17 | ESM-ET55-24-A2E2-05S Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 66884-17 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±6,9 |
| 4 | ПКУ 35 кВ №1, оп. 50/7 | TECV-C3 Кл. т. 0,5S Ктт 100 А / 1 В Рег. № 69430-17 | TECV-C3 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/1 Рег. № 69430-17 | ESM-ET55-24-A2E2-05S Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 66884-17 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±6,9 |
| 5 | ПКУ 35кВ, оп. 26, ф. № 2 ВЛ-35 кВ «Ореховская» - «ДНС-Ореховская» | TECV-C3 Кл. т. 0,5S Ктт 100 А / 1 В Рег. № 69430-17 | TECV-C3 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/1 Рег. № 69430-17 | ESM-ET55-24-A2E2-05S Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 66884-17 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±6,9 |
| 6 | ПКУ 35кВ, оп. 26, ф. № 3 ВЛ-35 кВ «Ореховская» - «ДНС-Ореховская» | TECV-C3 Кл. т. 0,5S Ктт 100 А / 1 В Рег. № 69430-17 | TECV-C3 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/1 Рег. № 69430-17 | ESM-ET55-24-A2E2-05S Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 66884-17 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±6,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | | | 7 | 8 | 9 |
| 7 | ПС 10/35 кВ "ПСП Хантос", КРУН-10 кВ, 1 с.ш., яч. №3 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 51623-12 | ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:V3/100:V3 Рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | - | Сервер HP ProLiant DL380G5 / МИР РЧ-02 Рег. № 46656-11 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±2,8 ±5,3 |
| 8 | ПС 10/35 кВ "ПСП Хантос", КРУН-10 кВ, 2 с.ш., яч. №22 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 51623-12 | ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:V3/100:V3 Рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±2,8 ±5,3 |
| 9 | КТП 10 кВ СН10-1, Т-1 ввод 0,4 кВ | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 28565-05 | - | СЭТ-4ТМ.03М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±± |
| 10 | КТП 10 кВ СН10-2, Т-1 ввод 0,4 кВ | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 28565-05 | - | СЭТ-4ТМ.03М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,1 ±7,1 |
| 11 | ГТС Южно-Приобская, ОРУ 110 кВ, яч. 9 | ТВГ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 500/5 Рег. № 22440-07 | CPB 123 Кл. т. 0,2 Ктн 110000:V3/100:V3 Рег. № 15853-06 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | МИР УСПД-01 Рег. № 27420-08 | активная реактивная | ±0,6 ±1 ,3 | ±1,7 ±3,9 |
| 12 | ГТС Южно-Приобская, ОРУ 110 кВ, яч. 10 | ТВГ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 500/5 Рег. № 22440-07 | CPB 123 Кл. т. 0,2 Ктн 110000:V3/100:V3 Рег. № 15853-06 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ±0,6 ±1 ,3 | ±1,7 ±3,9 |
| 13 | ГТС Южно-Приобская, ОРУ 110 кВ, ОВ | ТВГ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 500/5 Рег. № 22440-07 | CPB 123 Кл. т. 0,2 Ктн 110000:V3/100:V3 Рег. № 15853-06 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ±0,6 ±1 ,3 | ±1,7 ±3,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | | | 7 | 8 | 9 |
| 14 | ПС 110/35/6 кВ Ореховская, ОРУ 35 кВ ф. №3, КВЛ 35 кВ в сторону ПС «ДНС Ореховская» | ТВГ-УЭТМ®-35 Кл. т. 0,2S Ктт 300/5 Рег. № 52619-13 | НАМИ-35 Кл. т. 0,2 Ктн 35000/100 Рег. № 60002-15 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | МИР УСПД-01 Рег. № 27420-08 | Сервер HP ProLiant DL380G5 / МИР РЧ-02 Рег. № 46656-11 | активная реактивная | ±0,6 ±1 ,3 | ±1,7 ±3,9 |
| 15 | ПС 110/35/6 кВ Ореховская, ОРУ 35 кВ ф. №2, КВЛ 35 кВ в сторону ПС «ДНС Ореховская» | ТВГ-УЭТМ®-35 Кл. т. 0,2S Ктт 300/5 Рег. № 52619-13 | НАМИ-35 Кл. т. 0,2 Ктн 35000/100 Рег. № 60002-15 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±0,6 ±1 ,3 | ±1,7 ±3,9 |
| 16 | ПС 110/35/10 кВ Выкатная, ОРУ 35 кВ, ВЛ 35 кВ К-30-1 | GIF 40,5 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 30368-05 | НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 19813-00 | BINOM3 39iU3.57I3.5 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 | МИР УСПД-01 Рег. № 27420-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,1 ±5 ,4 |
| 17 | ПС 110/35/10 кВ Выкатная, ОРУ 35 кВ, ВЛ 35 кВ К-30-2 | GIF 40,5 Кл. т. 0,2S Ктт 150/5 Рег. № 30368-10 | НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 19813-00 | BINOM3 39iU3.57I3.5 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 | активная реактивная | ±0,8 ±1 ,7 | ±1,8 ±3,6 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
| Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3. Погрешность в рабочих условиях указана: - для ИК №1-2, 7-8, 11-15 - при cos ф = 0,8 инд, 1=0,021ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -40 до +60 °C; - для ИК №3-6 - при cos ф = 0,8 инд, 1=0,021ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -40 до +70 °C; - для ИК №17 - при cos ф = 0,8 инд, 1=0,021ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -40 до +45 °C; - для ИК №9-10 - при cos ф = 0,8 инд, 1=0,05 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -40 до +60 °C; - для ИК №16 - при cos ф = 0,8 инд, 1=0,051ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -40 до +45 °C. 4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5. 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. 6. Допускается замена УСПД и УССВ на однотипные утвержденных типов. 7. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 8. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 17 |
| Нормальные условия: | |
| - параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности СОБф | 0,9 инд. |
| - температура окружающей среды, оС | от +20 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| - параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | |
| для ИК №1-8, 11-15, 17 | от 2 до 120 |
| для ИК №9-10, 16 | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| - частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, преобразователей | |
| тока и напряжения комбинированных, оС | от -40 до +55 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчётчиков ИК №1-2, 7-15, оС | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчётчиков ИК №3-6, оС | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчётчиков ИК №16-17, оС | от -40 до +45 |
| - температура окружающей среды в месте расположения УСПД, оС | от -10 до +55 |
| - температура окружающей среды в месте расположения УССВ, оС | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС | от +10 до +30 |
| Надёжность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчётчики: | |
| типа МИР С-03.02Т (рег. № 58324-14) | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 290000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| типа ESM-ET55-24-A2E2-05S (рег. № 66884-17) | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 170000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| типа СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08) | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| типа СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| типа СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-17) | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| типа BINOM3 39iU3.57I3.5 (рег. № 60113-15) | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 150000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| 1 | 2 |
| УСПД МИР УСПД-01 (рег. № 27420-04, 27420-08): | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 82500 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УССВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 55000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчётчики: | |
| - 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях, суток, не | |
| менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | |
| месяц по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике с отражением времени (даты, часов, минут, секунд) коррекции;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервера с отражением времени (даты, часов, минут, секунд) коррекции и расхождения времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий коррекции;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счётчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счётчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 1 раз в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпромнефть-Хантос» (изм. 2021 г.) типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | Т ОЛ-СЭЩ-35 -IV | 6 шт. |
| Трансформатор тока | Т ОЛ-СЭЩ -10-21 | 6 шт. |
| Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 6 шт. |
| Трансформатор тока | ТВГ-110 | 9 шт. |
| Трансформатор тока | ТВГ-УЭТМ®-35 | 6 шт. |
| Трансформатор тока | GIF 40,5 | 4 шт. |
| Преобразователи тока и напряжения измерительные комбинированные высоковольтные | TECV-C3 | 12 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-35 -IV | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-35 | 2 шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | CPB 123 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 3 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные электронные | МИР С-03.02T-EQTLBMN-RG-1T-H | 2 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.13 | 9 шт. |
| Счетчики-измерители показателей качества электрической энергии многофункциональные | BINOM3 39iU3.57I3.5 | 2 шт. |
| Устройства измерительные многофункциональные | ESM-ET55-24-A2E2-05S | 4 шт. |
| Устройства сбора и передачи данных | МИР УСПД-01 | 3 шт. |
| Радиочасы | МИР РЧ-02 | 1 шт. |
| Сервер БД | HP ProLiant DL380G5 | 1 шт. |
| Программное обеспечение | ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» | 1 компл. |
| Методика поверки | МП СМО-1605-2021 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | РЭСС.411711.АИИС.822 ПФ | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпромнефть-Хантос» (изм. 2021 г.), аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпромнефть-Хантос» (изм. 2021 г.)
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
82672-21: Методика поверки МП СМО-1605-2021Скачать10.8 Мб