Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Оренбургнефть"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Оренбургнефть» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «ТЕЛЕСКОП+», радиосервер точного времени, автоматизированное рабочее место персонала (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 № 3 цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи поступает на GSM-модем, далее по каналу связи стандарта GSM - на сервер.

Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется накопление, хранение и передача полученных данных на сервер по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На сервере осуществляется обработка полученных данных, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера информация в виде xml-макетов установленных форматов передается в АРМ энергосбытовой организации АО «ЕЭСнК» по каналу связи сети Internet.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.

Передача информации от АРМ энергосбытовой организации АО «ЕЭСнК» 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 установленных форматов 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.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, радиосервер точного времени РСТВ-01-01, синхронизирующий часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника.

Сравнение часов сервера с РСТВ-01-01 осуществляется ежесекундно, корректировка часов сервера от РСТВ-01-01 производится независимо от величины расхождения.

Сравнение часов сервера с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи (1 раз в 30 мин), корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину более ±2 с.

Сравнение часов счетчиков с часами сервера (для ИК № 3) или с часами соответствующего УСПД (для остальных ИК) осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 мин). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера (для ИК № 3) на величину более ±2 с. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов соответствующего УСПД (для остальных ИК) на величину более ±2 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД 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) «ТЕЛЕСКОП+» версии 4.0.4. 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 «ТЕЛЕСКОП+». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «ТЕЛЕСКОП+»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Server MZ4.dll

PD MZ4.dll

ASCUE MZ4.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.0.1.1

Цифровой идентификатор ПО

f851b28a924da

7cde6a57eb2ba

15af0c

2b63c8c01bcd

61c4f5b15e09

7f1ada2f

cda718bc6d123b6

3a8822ab86c2751

ca

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

Вид электрической энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Устройство синхронизации времени

Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

ПС 110 кВ Савельевская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Бу-зулукская -Савельевская № 3

TG 145N Кл.т. 0,2S 1200/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С

ЗНГА-6-110П*-ХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/

100/V3

Рег. № 60290-15 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

E-422.GSM Рег. № 46553-11

РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12

HP ProLiant ML350

Активная

Реактивная

0,6

1,1

1.5

2.5

2

ПС 110 кВ Савельевская, ОРУ-110 кВ, ОМВ 110 кВ

TG 145N Кл.т. 0,2S 1200/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С

ЗНГА-6-110П*-ХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/

100/V3

Рег. № 60290-15 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

E-422.GSM Рег. № 46553-11

РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12

HP ProLiant ML350

Активная

Реактивная

0,6

1,1

1.5

2.5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

ПС 110 кВ Алек-

ТФЗМ-110Б Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-88 Фазы: А; В; С

НКФ110-83У1

Актив

ная

3

сеевка, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ

Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,5 S/1,0

РСТВ-01-

01

HP ProLi

1,3

3,3

Г ерасимовская от ПС 110/35/10

3

Рег. № 1188-84

Рег. № 36697-12

Рег. № 40586-12

ant ML350

Реактив-

2,5

5,7

кВ Алексеевка

Фазы: А; В; С

ная

ПС 110 кВ Ленинская, ОРУ-35 кВ, ввод 35 кВ Т-2

ТФЗМ-35А-У1

ЗНОМ-35-65

СЭТ-

Актив-

4

Кл.т. 0,5 100/5

Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3

4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5 S/1,0

E-

422.GSM Рег. № 46553-11

ная

1,3

3,3

Рег. № 3690-73

Рег. № 912-70

Рег. №

Реактив-

2,5

5,7

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

36697-17

ная

5

ПС 110 кВ Ленинская, КРУН-

АВК 10 Кл.т. 0,5 600/5

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. №

E-

422.GSM

Актив

ная

1,1

3,2

10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 2

Рег. № 47171-11 Фазы: А; С

Рег. № 46553-11

Реактив-

2,2

5,6

Фазы: АВС

36697-17

ная

ТТИ-А Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 28139-12

ПСЧ-

Актив-

6

ПС 110 кВ Ленинская, ввод 0,4

4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5 S/1,0

E-

422.GSM Рег. № 46553-11

ная

1,0

3,2

кВ ТСН-2

Рег. № 64450-16

Реактив-

2,1

5,6

Фазы: А; В; С

ная

ТОЛ-СЭЩ-35-

ПС 110 кВ Ленинская, ОРУ-35 кВ, ввод 35 кВ Т-1

IV

ЗНОМ-35-65

СЭТ-

Актив-

7

Кл.т. 0,5 300/5

Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3

4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5 S/1,0

E-

422.GSM Рег. № 46553-11

ная

1,3

3,3

Рег. №

Рег. № 912-70

Рег. №

Реактив-

2,5

5,7

47124-11 Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

36697-17

ная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

8

ПС 110 кВ Ленинская, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 6

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

E-

422.GSM Рег. № 46553-11

Актив

ная

Реактив

ная

1,3

2,5

3,3

5,7

9

ПС 110 кВ Ленинская, ввод 0,4 кВ ТСН-1

ТТИ-А Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; С

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16

E-

422.GSM Рег. № 46553-11

Актив

ная

Реактив

ная

1,0

2,1

3,2

5,6

10

ПС 110 кВ Ленинская, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 4, Л 10 кВ Лн-1

АВК 10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 47171-11 Фазы: А; С

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

E-

422.GSM Рег. № 46553-11

Актив

ная

Реактив

ная

1,1

2,2

3,2

5,6

11

ПС 110 кВ Ленинская, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 6, Л 10 кВ Лн-2

АВК 10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 47171-11 Фазы: А; С

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

E-

422.GSM Рег. № 46553-11

РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12

HP ProLiant ML350

Актив

ная

Реактив

ная

1,1

2,2

3,2

5,6

12

ПС 110 кВ Ленинская, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 8, Л 10 кВ Лн-3

АВК 10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 47171-11 Фазы: А; С

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

E-

422.GSM Рег. № 46553-11

Актив

ная

Реактив

ная

1,1

2,2

3,2

5,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

13

ПС 35 кВ Мор-гуновская, ОРУ-35 кВ, отпайка ВЛ 35 кВ Кур-манаевская - Ла-базинская

GIF40.5 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № Рег. № 30368-10 Фазы: А; В; С

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС

НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08

E-422.GSM Рег. № 46553-11

Актив

ная

Реактив

ная

1,3

2,5

3,4

5,7

14

ПС 110 кВ Савельевская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Бузулукская -Савельевская 1 цепь с отпайками

TG 145N Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С

ЗНГА-6-110П*-

ХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/

100/V3

Рег. № 60290-15 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

E-422.GSM Рег. № 46553-11

РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12

HP ProLiant ML350

Актив

ная

Реактив

ная

0,6

1,1

1.5

2.5

15

ПС 110 кВ Савельевская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Бузулукская -Савельевская 2 цепь с отпайками

TG 145N Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С

ЗНГА-6-110П*-

ХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/

100/V3

Рег. № 60290-15 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

E-422.GSM Рег. № 46553-11

Актив

ная

Реактив

ная

0,6

1,1

1.5

2.5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

16

ПС 110 кВ Ново-Медведкинская, 0РУ-110 кВ, отпайка ВЛ 110 кВ Бузулукская -Сорочинская с отпайками 1 цепь

ТФЗМ-110Б Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2793-88 Фазы: А; В; С

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V

3

Рег. № 24218-03 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

E-

422.GSM Рег. № 46553-11

Актив

ная

Реактив

ная

1,1

2,2

3.2

5.3

17

ПС 110 кВ Ново-Медведкинская, 0РУ-110 кВ, отпайка ВЛ 110 кВ Бузулукская -Сорочинская с отпайками 2 цепь

ТФЗМ-110Б Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2793-88 Фазы: А; В; С

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V

3

Рег. № 24218-03 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.02.2.13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01

E-

422.GSM Рег. № 46553-11

РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12

HP ProLiant ML350

Актив

ная

Реактив

ная

1,1

2,0

3,2

4,5

18

ПС 35 кВ Дол-говская, ОРУ-35 кВ, отпайка ВЛ 35 кВ Курмана-евская - Ромаш-кинская

ТФН-35М Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С

ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В ; С

СЭТ-4ТМ.02.2.13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01

E-

422.GSM Рег. № 46553-11

Актив

ная

Реактив

ная

1.3

2.3

3,3

4,6

19

ПС 35 кВ Западная, РУ-10 кВ, ввод 10 кВ Т-1

ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 7069-02 Фазы: А; С

НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.02.2.14 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 20175-01

E-

422.GSM Рег. № 46553-11

Актив

ная

Реактив

ная

1,3

2,5

3.3

5.3

20

ПС 35 кВ Западная, ввод 0,4 кВ ТСН-1

ПСЧ-4ТМ.05МД.25 Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 5159312

E-

422.GSM Рег. № 46553-11

Актив

ная

Реактив

ная

1,1

2,2

3,3

6,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

21

ПС 35 кВ КС-2, РУ-10 кВ, ввод 10 кВ Т-1

ТЛК10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 42683-09 Фазы: А; В; С

НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.02.2.14 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 20175-01

E-

422.GSM Рег. № 46553-11

РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12

HP ProLiant ML350

Актив

ная

Реактив

ная

1,3

2,5

3.3

5.3

22

ПС 35 кВ КС-2, ввод 0,4 кВ ТСН-1

Т-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 22656-07 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08

E-

422.GSM Рег. № 46553-11

Актив

ная

Реактив

ная

1,0

2,1

3,2

5,6

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±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 для ИК №№ 1, 2, 13-15 указана для тока 2 % от Хном, для остальных ИК указана для тока 5 % от Хном, cosj = 0,8инд.

4    ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31819.21-2012 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012 и ГОСТ 26035-83. Но ввиду отсутствия в ГОСТ Р 52425-2005 класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии счетчиков класса точности 0,5 устанавливаются равными пределам соответствующих погрешностей счетчиков активной энергии класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005.

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. Допускается замена УСПД и РСТВ-01-01 на аналогичные 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.

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

22

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от ином

от 95 до 105

ток, % от !ном

для ИК №№ 1, 2, 13-15

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности cos9

0,9

частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +15 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от ином

от 90 до 110

ток, % от !ном

для ИК №№ 1, 2, 13-15

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности cos9

от 0,5 до 1,0

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

от +15 до +40

температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С

от +15 до +25

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

среднее время восстановления работоспособности, ч,

2

для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МК, ПСЧ-4ТМ.05МД, СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч,

2

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02М:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

среднее время восстановления работоспособности, ч,

2

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

55000

среднее время восстановления работоспособности, ч,

2

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

среднее время восстановления работоспособности, ч,

2

для УСПД:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

55000

среднее время восстановления работоспособности, ч

24

для РСТВ-01-01:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

55000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

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

5

для УСПД:

суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,

потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее

45

при отключении питания, лет, не менее

5

для сервера:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

-    журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; 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;

УСПД;

сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчика электрической энергии;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (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.

1

2

3

Трансформаторы тока

TG 145N

12

Трансформаторы тока

ТФЗМ-35А-У1

2

Трансформаторы тока

АВК 10

8

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-35-IV

2

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

2

Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ

ТТИ-А

5

Трансформаторы тока

GIF40.5

3

Трансформаторы тока климатического исполнения VI, ХЛ1

ТФЗМ-110Б

9

Трансформаторы тока

ТФН-35М

2

Трансформаторы тока

ТОЛ 10

2

Трансформаторы тока

ТЛК10

3

Трансформаторы тока

Т-0,66

3

Трансформаторы напряжения

ЗНГА-6-110П*-ХЛ1

9

Трансформаторы напряжения

НКФ110-83У1

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

1

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

1

Трансформаторы напряжения

НАМИ-35 УХЛ1

2

Трансформаторы напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

6

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-35-65

9

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10-2

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02М

7

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МД

1

Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02

4

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

7

Контроллер

E-422.GSM

7

Радиосерверы точного времени

РСТВ-01

1

Сервер

HP ProLiant ML350

1

1

2

3

Методика поверки

МП ЭПР-085-2018

1

Паспорт-формуляр

ОН.411711.002.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-085-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Оренбургнефть». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 15.06.2018 г.

Основные средства поверки:

-    средства поверки в соответствии с 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 по обеспечению единства измерений 46656-11);

-    термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22129-09);

-    барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 5738-76);

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28134-04);

-    прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 53602-13);

-    вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 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

«Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПАО «Оренбургнефть», свидетельство об аттестации № 100/RA.RU.312078/2018.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Оренбургнефть»

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание