Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ННК-Оренбургнефтегаз" первая очередь
- ООО ИТЦ "Смарт Инжиниринг", г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:92132-24
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ННК-Оренбургнефтегаз» первая очередь (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, 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 распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из двух уровней:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора и баз данных (сервер), программный комплекс (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку, хранение и разграничение прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям 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.
Активная и реактивная 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приёма-передачи данных поступает на второй уровень системы, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, её накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности.
Сервер ИВК АИИС КУЭ обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц посредством электронной почты сети Internet, при этом результаты измерений представлены в виде макетов xml.
Передача информации от сервера в заинтересованные организации осуществляется в виде хml-файлов установленных форматов в соответствии положением о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности. Передача информации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), в филиал
АО «СО ЕЭС» осуществляется с АРМ энергосбытовых организаций (субъекты ОРЭМ).
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входят часы счетчиков, часы сервера, часы УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU). Шкала времени сервера синхронизирована со шкалой времени УСВ, сличение ежесекундное, синхронизация осуществляется при расхождении шкалы времени УСВ и сервера более чем на ±1 с (параметр программируемый).
Сервер осуществляет синхронизацию шкалы времени часов счетчиков. Сличение шкалы времени часов счетчиков со шкалой времени сервера происходит не реже одного раза в сутки, корректировка шкалы времени часов счетчиков происходит при расхождении со шкалой времени сервера на величину ±3 с и более (параметр программируемый).
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Заводской номер АИИС КУЭ 2024АС001 наносится на корпус серверного шкафа в виде наклейки и типографским способом в формуляре.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Измерительные компоненты, входящие в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, имеют заводские, серийные номера, однозначно идентифицирующие каждый экземпляр средства измерений. Место, способ и форма нанесения номера обеспечивают возможность прочтения, сохранность в процессе эксплуатации и приведены в описании типа измерительного компонента.
В состав программного обеспечения АИИС КУЭ входят ПО счетчиков, ПО сервера и программный комплекс (ПК) «Энергосфера». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПК от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| № ИК | Наименование ИК | Состав измерительных каналов | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | ИВК | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110 кВ Ленинская, ОРУ-35 кВ, Ввод 35 кВ Т-1 | ТОЛ-СЭЩ-35-IV КТ 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 47124-11 | ЗНОМ-35-65 КТ 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.02М.03 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | HP Proliant DL360 Gen9, УСВ-3 рег. № 64242-16 |
| 2 | ПС 110 кВ Ленинская, ОРУ-35 кВ, Ввод 35 кВ Т-2 | ТФЗМ-35А-У1 КТ 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 3690-73 | ЗНОМ-35-65 КТ 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.02М.03 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
| 3 | ПС 110 кВ Ленинская, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 6 | ТЛМ-10 КТ 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 У3 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02М.03 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
| 4 | ПС 110 кВ Ленинская, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 2 | АВК 10 КТ 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 47171-11 | НАМИ-10 КТ 0,2 Ктн = 10000/100 рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.02М.03 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
| 5 | ПС 110 кВ Ленинская, Ввод 0,4 кВ ТСН-1 | ТТИ-А КТ 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 28139-12 | - | ПСЧ-4ТМ.05.МК.16 КТ 0,5S/1,0 рег. № 64450-16 | |
| 6 | ПС 110 кВ Ленинская, Ввод 0,4 кВ ТСН-2 | ТТИ-А КТ 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 28139-12 | - | ПСЧ-4ТМ.05.МК.16 КТ 0,5S/1,0 рег. № 64450-16 | |
| 7 | ПС 110 кВ Ленинская, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 4, КЛ-10 кВ Лн-1 | ТЛК-СТ-10-4-У2 рег. № 58720-14 АВК 10 рег. № 47171-11 КТ 0,5 Ктт = 150/5 | НАМИ-10 КТ 0,2 Ктн = 10000/100 рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.02М.03 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
| 8 | ПС 110 кВ Ленинская, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 6, КЛ-10 кВ Лн-2 | АВК 10 КТ 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 47171-11 | НАМИ-10 КТ 0,2 Ктн = 10000/100 рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.02М.03 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
| 9 | ПС 110 кВ Ленинская, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 8, КЛ-10 кВ Лн-3 | ТЛК-СТ-10-4-У2 рег. № 58720-14 АВК 10 рег. № 47171-11 КТ 0,5 Ктт = 100/5 | НАМИ-10 КТ 0,2 Ктн = 10000/100 рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.02М.03 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 10 | ПС 35 кВ Первомайская, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 7, ВЛ-6 кВ ф. № 4 | ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 7068-82 | ЗНОЛ.06-6 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 3344-72 | ТЕ3000.03 КТ 0,5S/1,0 рег. № 77036-19 | HP Proliant DL360 Gen9, УСВ-3 рег. № 64242-16 |
| 11 | ПС 35 кВ Первомайская, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 1, ВЛ-6 кВ ф. № 1 | ТОЛ-10 УТ2 КТ 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 6009-77 | ЗНОЛ.06-6 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 3344-72 | ТЕ3000.03 КТ 0,5S/1,0 рег. № 77036-19 | |
| 12 | ПС 35 кВ Первомайская, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 18, ВЛ-6 кВ ф. № 2 | ТОЛ-10 УТ2 КТ 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 6009-77 | ЗНОЛ.06-6 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 3344-72 | ТЕ3000.03 КТ 0,5S/1,0 рег. № 77036-19 | |
| 13 | ПС 110 кВ Росташинская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Росташинская -Гаршино-1 с отпайками | ТФЗМ-110Б-ГУ1 КТ 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 2793-88 | НКФ-110-83 У1 КТ 0,5 Ктн = 110000/100 рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
| 14 | ПС 110 кВ Росташинская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Росташинская -Гаршино-2 с отпайками | ТФЗМ-110Б-ГУ1 КТ 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 2793-88 | НКФ-110-83 У1 КТ 0,5 Ктн = 110000/100 рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
| 15 | ПС 110 кВ Росташинская, ОРУ-110 кВ, ОМВ 110 кВ | ТФЗМ-110Б- IVY1 КТ 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 2793-88 | НКФ-110-83 У1 КТ 0,5 Ктн = 110000/100 рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 27524-04 | |
| 16 | ПС 110 кВ Росташинская, ОРУ-35 кВ, Ввод 35 кВ Т-1 | ТФЗМ-35А У1 КТ 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 3690-73 | ЗНОМ-35-65 У1 КТ 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
| 17 | ПС 110 кВ Росташинская, ОРУ-35 кВ, Ввод 35 кВ Т-2 | ТФЗМ-35А У1 КТ 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 3690-73 | ЗНОМ-35-65 У1 КТ 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
| 18 | ПС 110 кВ Росташинская, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 5 | ТОЛ-СЭЩ-10-11 КТ 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 32139-06 | НОЛ-СЭЩ-6-2 У2 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 55132-13 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
| 19 | ПС 110 кВ Росташинская, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 6 | ТОЛ-10 УХЛ 2.1 КТ 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 7069-07 | НОЛ-СЭЩ-6-2 У2 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 55132-13 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 20 | ПС 110 кВ Росташинская, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 7 | ТЛК-10-5 КТ 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 9143-06 | НОЛ-СЭЩ-6-2 У2 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 55132-13 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | HP Proliant DL360 Gen9, УСВ-3 рег. № 64242-16 |
| 21 | ПС 110 кВ Росташинская, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 9 | ТОЛ-СЭЩ-10-11 КТ 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 32139-06 | НОЛ-СЭЩ-6-2 У2 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 55132-13 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
| 22 | ПС 110 кВ Росташинская, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 10 | ТОЛ-СЭЩ-10-11 КТ 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 32139-06 | НОЛ-СЭЩ-6-2 У2 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 55132-13 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
| 23 | ПС 110 кВ Росташинская, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 12, ВЛ-6 кВ ф. № 13 | ТОЛ-СЭЩ-10-11 КТ 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 32139-06 | НОЛ-СЭЩ-6-2 У2 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 55132-13 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
| 24 | ПС 110 кВ Росташинская, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 13, ВЛ-6 кВ ф. № 11 | ТОЛ-СЭЩ-10-11 КТ 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 32139-06 | НОЛ-СЭЩ-6-2 У2 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 55132-13 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
| 25 | ПС 110 кВ Росташинская, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 19, ВЛ-6 кВ ф. № 12 | ТОЛ-СЭЩ-10-11 КТ 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 У2 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
| 26 | ПС 110 кВ Росташинская, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 20 | ТЛК-10-6 У3 КТ 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 9143-01 | ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 У2 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
| 27 | ПС 110 кВ Росташинская, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 21 | ТОЛ-СЭЩ-10-11 КТ 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 У2 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
| 28 | ПС 110 кВ Росташинская, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 24, ВЛ-6 кВ ф. № 14 | ТОЛ-СЭЩ-10-11 КТ 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 У2 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
| 29 | ПС 110 кВ Росташинская, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 25 | ТОЛ-СЭЩ-10-11 КТ 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 У2 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 30 | ПС 110 кВ Росташинская, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 26 | ТОЛ-СЭЩ-10-11 КТ 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 У2 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | HP Proliant DL360 Gen9, УСВ-3 рег. № 64242-16 |
| 31 | ПС 110 кВ Росташинская, РУ-6 кВ, яч. 22 | ТОЛ-СЭЩ-10-11 КТ 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 У2 КТ 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 рег. № 36697-17 | |
| Примечания: 1. 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 3 метрологических характеристик. 2. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов. 3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер измерительного канала | cos ф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК в рабочих условиях при измерении активной (реактивной) электроэнергии (при значении рабочего тока в отношении к номинальному первичному току ТТ), ±6, % | |||||||
| 0,02 1ном | 0,05 1ном | 0,2 1ном | 1ном | ||||||
| Акт. | Реакт. | Акт. | Реакт. | Акт. | Реакт. | Акт. | Реакт. | ||
| 4; 7-9 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч. 0,5S/1,0) | 0,5 | - | - | 5,6 | 4,0 | 3,1 | 3,4 | 2,4 | 3,3 |
| 0,8 | - | - | 3,1 | 5,4 | 2,0 | 3,9 | 1,7 | 3,6 | |
| 1 | - | - | 2,1 | - | 1,6 | - | 1,5 | - | |
| 1-3; 10-31 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч. 0,5S/1,0) | 0,5 | - | - | 5,7 | 4,0 | 3,3 | 3,4 | 2,6 | 3,3 |
| 0,8 | - | - | 3,2 | 5,5 | 2,1 | 4,0 | 1,8 | 3,7 | |
| 1 | - | - | 2,2 | - | 1,7 | - | 1,6 | - | |
| 5; 6 (ТТ 0,5; Сч. 0,5S/1,0) | 0,5 | - | - | 5,5 | 4,0 | 3,0 | 3,4 | 2,3 | 3,2 |
| 0,8 | - | - | 3,1 | 5,4 | 1,9 | 3,8 | 1,6 | 3,5 | |
| 1 | - | - | 2,1 | - | 1,5 | - | 1,4 | - | |
| Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU), (±) с | 5 | ||||||||
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 и средней мощности (получасовой).
3. Границы погрешности результатов измерений приведены для рабочих условий при температуре от +13 до +33 0С в месте установки счетчиков.
аблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 31 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Uhom ток, % от Ihom коэффициент мощности cosф частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 95 до 105 от 5 до 120 0,8 от 49,8 до 50,2 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от Uhom ток, % от Ihom коэффициент мощности cosф частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды для счетчиков, °С: температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С атмосферное давление, кПа относительная влажность, %, не более | от 90 до 110 от 5 до 120 От 0,5инд. до 1 емк от 49,6 до 50,4 от -40 до +50 от 13 до 33 от 10 до 25 от 70,0 до 106,7 90 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М; СЭТ-4ТМ.02М: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05.МК: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа ТЕ3000: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСВ-3: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч | 140 000 2 165 000 2 220 000 2 45000 2 85000 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее - при отключении питания, лет, не менее Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее | 113 45 10 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера ИВК с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- в журнале событий сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в сервере и счетчике;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервере ИВК.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации - формуляр АИИС КУЭ. Нанесение знака утверждения типа на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено.
Комплектность
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-35-IV | 2 |
| ТФЗМ-35А-У1 | 7 | |
| ТЛМ-10 | 2 | |
| АВК 10 | 6 | |
| ТТИ-А | 5 | |
| ТЛК-СТ-10-4-У2 | 2 | |
| ТОЛ-10 | 6 | |
| ТФЗМ-110Б-1У1 | 9 | |
| ТОЛ-СЭЩ-10-11 | 33 | |
| ТОЛ-10 УХЛ 2.1 | 2 | |
| ТЛК-10 | 4 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-35-65 | 12 |
| НТМИ-6-66 У3 | 1 | |
| НАМИ-10 | 1 | |
| ЗНОЛ.06-6 | 6 | |
| НКФ-110-83 У1 | 6 | |
| НОЛ-СЭЩ-6-2 У2 | 3 | |
| ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 У2 | 3 | |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М; СЭТ-4ТМ.02М | 25 |
| ТЕ3000 | 3 | |
| ПСЧ-4ТМ.05.МК | 2 | |
| СЭТ-4ТМ.03 | 1 | |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер сбора и баз данных (Сервер) | HP Proliant DL360 Gen9 | 1 |
| Формуляр | ФО 02/24 | 1 |
| Методика поверки | - | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ННК-Оренбургнефтегаз» первая очередь, МВИ 02/24, аттестованном ФБУ «Самарский ЦСМ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311290.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».