Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Саратовский НПЗ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, состоящую из 16 измерительных каналов (ИК).
ИК АИИС КУЭ состоят из трех уровней.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту Сч и/или счетчики) и вторичные измерительные цепи.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ). ИВКЭ включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 17049-09 (рег. № 17049-09), систему обеспечения единого времени (СОЕВ) с GPS-приемником, входящим в состав УСПД, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). ИВК включает в себя сервер баз данных (БД) на базе программного комплекса «Энергосфера» (ПО «Энергосфера»), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
В состав ИВК входят вспомогательное оборудование - автоматизированное рабочее место оператора (АРМ) с установленным клиентским программным обеспечением ПО «Энергосфера», монитор, комплект устройств интерактивного ввода-вывода.
Сервер БД ИВК, АРМ оператора АИИС КУЭ и УСПД уровня ИВКЭ включены в локальную вычислительную сеть (ЛВС) ПАО «Саратовский НПЗ» с помощью сетевого оборудования и поддерживают стек протокола TCP/IP-адресации архитектуры Ethernet.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
передача журналов событий счетчиков и УСПД в базу данных ИВК.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл от времени по мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим календарным временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 и по беспроводному GSM/GPRS каналу (с использованием каналообразующей аппаратуры) поступает в УСПД, где осуществляется сбор, обработка и хранение измерительной информации. С помощью стека протокола TPC/IP-адресации архитектуры Ethernet (основной канал) и протокола обмена RS-232 (резервный канал) осуществляется передача накопленных данных на сервер БД АИИС КУЭ.
Сервер БД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения осуществляет формирование и хранение поступающей измерительной информации, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу данных коммерческого учета в АО «ЕЭСнК».
Дальнейшая передача информации в АО «АТС» и другим смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) за электронно-цифровой подписью АО «ЕЭСнК» осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов в соответствии с регламентами ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию часов устройств АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. Сигналы точного времени формируются источником точного времени - GPS-приемником, входящим в состав УСПД. Коррекция отклонений встроенных часов счетчиков и сервера осуществляется при помощи синхронизации часов устройств с единым временем, поддерживаемым часами УСПД.
Сличение часов счетчиков и сервера со временем часов УСПД происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка шкалы времени осуществляется при расхождении часов счетчиков и сервера от времени часов УСПД на величину более ±2 с.
Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчика и УСПД.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО УСПД, ПО сервера БД и ПО АРМ на основе ПО «Энергосфера».
Идентификационные даные метрологически значимой части программного комплекса АИИС КУЭ (ПО «Энергосфера») приведены в таблице 1.1 - 1.4.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 | 3 |
| Идентификационное наименование ПО | AdCenter.exe | AdmTool.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4 | 6.4 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 52d964207a14b0ad8 58e7edc1e9fb0c1 | ac2138e68b8144154f8757 963b4ffe35 |
| Другие идентификационные данные | Консоль администратора | Конфигурационный программный пакет |
Таблица 1.2 - Идентификационные даные метрологически значимой части ПО «Энергосфера»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 | 3 |
| Идентификационное наименование ПО | PSO.exe | archiv.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4 | 6.4 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 4c57d76a8d4110ca1 78cca68b11fad23 | 3d19ab10f3143f99758840 d7a59ce637 |
| Другие идентификационные данные | Сервер опроса | Архив |
Таблица 1.3 - Идентификационные даные метрологически значимой части ПО «Энергосфера»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 | 3 |
| Идентификационное наименование ПО | config.exe | ControlAge.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4 | 6.4 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | bee73d8d782892f99 8ac0d0fd4cbcedf | 4cc18cd7e70bb0c6de1d71 aef6beb4d0 |
| Другие идентификационные данные | Конфигуратор УСПД | АРМ пользователя ПО |
Таблица 1.4 - Идентификационные даные метрологически значимой части ПО «Энергосфера»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | expimp.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | ^298897c37f3fd500203a668376d7ea |
| Другие идентификационные данные | Конфигуратор УСПД |
Границы интервала допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав первого уровня ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
| № ИК | Наименование ИК точек учета | Состав первого уровня И | К |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счeтчик электрической энергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | ГПП-1 Ввод 1В 6 кВ Т1 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 3000/5 Зав. №№ 17-22984, 17-22979, 17-22977 рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,2 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Зав. №№ 17-21337, 17-21338, 17-21340 рег. № 7583-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0804173970 рег. № 36697-12 |
| 2 | ГПП-1 Ввод 4В 6 кВ Т2 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 3000/5 Зав. №№ 17-22976, 17-22983, 17-22975 рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,2 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Зав. №№ 17-21333, 17-21335, 17-21341 рег. № 7583-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0804173790 рег. № 36697-12 |
| 3 | ГПП-1 Ввод 1В 6 кВ Т2 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 3000/5 Зав. №№ 17-22982, 17-22980, 17-22974 рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,2 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Зав. №№ 17-21339, 17-21331, 17-21332 рег. № 7583-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0805172878 рег. № 36697-12 |
| 4 | ГПП-1 Ввод 4В 6 кВ Т1 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 3000/5 Зав. №№ 17-22981, 17-22973, 17-22978 рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,2 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Зав. №№ 17-21334, 17-21336, 17-21342 рег. № 7583-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0804173821 рег. № 36697-12 |
| 5 | ГПП-1 Ввод 6 кВ ТСН-1 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 20/5 Зав. №№ 17-22809, 17-22808, 17-22810 рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,2 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Зав. №№ 17-21337, 17-21338, 17-21340 рег. № 7583-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0803171393 рег. № 36697-12 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 6 | ГПП-1 ф.626, ФГУП « Приволжская железная дорога» | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 150/5 Зав. №№ 17-22860, 17-22864, 17-22867 рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,2 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Зав. №№ 17-21337, 17-21338, 17-21340 рег. № 7583-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0804174268 рег. № 36697-12 |
| 7 | ГПП-1 ф.611, ЗАО «СПГС» | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. №№ 17-22895, 17-22881, 17-22887 рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,2 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Зав. №№ 17-21339, 17-21331, 17-21332 рег. № 7583-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0805172743 рег. № 36697-12 |
| 8 | ГПП-1 ф.639, ЗАО «СПГС» | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. №№ 17-22874, 17-22888, 17-22890 рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл. т 0,2 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Зав. №№ 17-21337, 17-21338, 17-21340 рег. № 7583-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0805170624 рег. № 36697-12 |
| 9 | ТП-8а Ввод 1 6 кВ Т-2 | ТШЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5S Ктт = 3000/5 Зав. №№ 00966-11, 00933-11, 00943-11 рег. № 37544-08 | НАЛИ-СЭЩ-6(10) кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00483-11 рег. № 38394-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0805173233 рег. № 36697-12 |
| 10 | ТП-8а Ввод 2 6 кВ Т-2 | ТШЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5S Ктт = 3000/5 Зав. №№ 00952-11, 00950-11, 00965-11 рег. № 37544-08 | НАЛИ-СЭЩ-6(10) кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00487-11 рег. № 38394-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0807113868 рег. № 36697-08 |
| 11 | ТП-8а Ввод 1 6 кВ Т-1 | ТШЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5S Ктт = 3000/5 Зав. №№ 00942-11, 00944-11, 00945-11 рег. № 37544-08 | НАЛИ-СЭЩ-6(10) кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00471-11 рег. № 38394-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0807110619 рег. № 36697-08 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 12 | ТП-8а Ввод 2 6 кВ Т-1 | ТШЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5S Ктт = 3000/5 Зав. №№ 00949-11, 00951-11, 00948-11 рег. № 37544-08 | НАЛИ-СЭЩ-6(10) кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00468-11 рег. № 38394-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0807110743 рег. № 36697-08 |
| 13 | ТП-8а РУ-6 кВ, яч.45 ТСН-1 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5S Ктт = 10/5 Зав. №№ 26890-11, 26891-11, 26892-11 рег. № 32139-11 | НАЛИ-СЭЩ-6(10) кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00464-11 рег. № 38394-08 | СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 01058785 рег. № 27524-04 |
| 14 | ТП-8а РУ-6 кВ, яч.48 ТСН-2 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5S Ктт = 10/5 Зав. №№ 26894-11, 26889-11, 26893-11 рег. № 32139-11 | НАЛИ-СЭЩ-6(10) кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 00488-11 рег. № 38394-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0807113796 рег. № 36697-08 |
| 15 | Саратовская ТЭЦ-2, ОРУ-35 кВ, яч. 12, ВЛ 35 кВ Крекинг 2ц (35 кВ) | ТВ кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. №№ 4561, 4457, 4559 рег. № 19720-00 | ЗНОМ-35-65 кл. т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Зав. №№ 1229936, 1229942, 1229945 рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0106066110 рег. № 27524-04 |
| 16 | Саратовская ТЭЦ-2, ОРУ-35 кВ, яч. 11, ВЛ 35 кВ Крекинг 1ц. (35 кВ) | ТВ кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. №№ 4246, 4568, 4404 рег. № 19720-00 | НОМ-35-66 кл. т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. №№ 9257, 3560, 5722 рег. № 187-05 | СЭТ-4ТМ.03М кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0811091488 рег. № 36697-08 |
| Номера измерительных каналов | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, |
| I1(2)% £ I изм< I5 % | I5 %£I изм<1 20 % | I20 %£Iизм<Il00% | I100 Уо^изм^ШУо |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 8 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,9 | ±2,2 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,3 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,7 | ±3,9 | ±2,5 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,5 | ±5,6 | ±3,3 | ±2,5 | ±2,5 |
| 9 - 12, 14 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,9 | ±2,9 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,8 | ±3,4 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,7 | ±3,9 | ±2,6 | ±2,2 | ±2,2 |
| 0,5 | ±5,7 | ±3,4 | ±2,7 | ±2,7 |
| 13 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,9 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,3 | ±1,3 |
| 0,8 | ±3,0 | ±1,8 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 |
| 15 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | 1,0 | - | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | - | ±2,4 | ±1,5 | ±1,3 |
| 0,8 | - | ±3,0 | ±1,7 | ±1,4 |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,1 | ±1,6 |
| 0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 |
| 16 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | 1,0 | - | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | - | ±2,4 | ±1,5 | ±1,3 |
| 0,8 | - | ±3,0 | ±1,7 | ±1,4 |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,1 | ±1,6 |
| 0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 |
| Продолжение таблицы 3 |
| Номера измерительных каналов | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (8), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| 81(2)%, | 85 %, | 820 %, | 8100 %, |
| I1(2)% £ I изм< I5 % | I5 %£I изм<! 20 % | I20 %£Iизм<Il00% | I100 Уо^изм^ШУо |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 8 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 1,0) | 0,9 | ±7,2 | ±4,8 | ±4,2 | ±4,2 |
| 0,8 | ±5,5 | ±4,2 | ±3,7 | ±3,7 |
| 0,7 | ±4,9 | ±4,0 | ±3,6 | ±3,6 |
| 0,5 | ±4,3 | ±3,8 | ±3,5 | ±3,5 |
| 9 - 12, 14 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | ±7,3 | ±4,9 | ±4,4 | ±4,4 |
| 0,8 | ±5,6 | ±4,3 | ±3,8 | ±3,8 |
| 0,7 | ±4,9 | ±4,0 | ±3,6 | ±3,6 |
| 0,5 | ±4,3 | ±3,8 | ±3,5 | ±3,5 |
| 13 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) | 0,9 | ±7,0 | ±3,8 | ±2,7 | ±2,7 |
| 0,8 | ±4,9 | ±2,7 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,7 | ±4,0 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,5 | ±3,1 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 |
| 15 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) | 0,9 | - | ±3,8 | ±2,7 | ±6,4 |
| 0,8 | - | ±4,5 | ±2,5 | ±2,0 |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,1 | ±1,4 |
| 0,5 | - | ±2,8 | ±1,7 | ±3,5 |
| 16 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) | 0,9 | - | ±7,3 | ±4,9 | ±4,4 |
| 0,8 | - | ±5,6 | ±4,1 | ±3,8 |
| 0,7 | - | ±4,9 | ±3,8 | ±3,6 |
| 0,5 | - | ±4,3 | ±3,6 | ±3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Примечания:
1 Погрешность измерений электрической энергии 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
3 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем указанные в настоящем описании типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
4 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия применения: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 99 до 101 |
| - ток, % от ^ом | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,87 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| температура окружающей среды, °C: | |
| - для счетчиков активной энергии | от +21 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии | от +18 до +22 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности, не менее | 0,5 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -40 до +50 |
| - для счетчиков | от +10 до +30 |
| - для УСПД | от +10 до +30 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 (рег. № 27524-04): | |
| - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 90000 |
| счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08): | |
| - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 140000 |
| счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12): | |
| - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 165000 |
| УСПД ЭКОМ-3000: | |
| - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 75000 |
| Глубина хранения информации | |
| счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 (рег. № 27524-04): | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 45 |
| счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08): | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | 113 |
| счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12): | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | 114 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу , сутки, не менее | 35 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, | |
| лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Колличество |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) | 9 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08) | 5 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 (рег. № 27524-04) | 2 шт. |
| Трансформаторы тока встроенные | ТВ | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 24 шт. |
| Трансформаторы тока | ТШЛ-СЭЩ-10 | 12 шт. |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 24 шт. |
| Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы | НАЛИ-СЭЩ-6(10) | 6 шт. |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-35-65 | 3 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НОМ-35-66 | 3 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 шт. |
| ПО (комплект) | ПО «Энергосфера» | 1 шт. |
| Формуляр | СТПА.411711.СНПЗ01.ФО | 1 экз. |
| Методика поверки | РТ-МП-4923-550-2017 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4923-550-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учeта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Саратовский НПЗ». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 10.11.2017 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 39952-08);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10);
- радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- термогигрометр ИВА-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46434-11).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплутационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Саратовский НПЗ»
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
70447-18: Методика поверки РТ-МП-4923-550-2017Скачать1.1 Мб