Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» Оренбургский Газоперерабатывающий завод (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
Измерительные каналы состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
2-й уровень - информационно-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ) на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (УССВ) и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) - центр сбора и обработки информации ООО «Газпром энерго» (ЦСОИ), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения и работающего под управлением программного обеспечения (ПО) из состава ИВК «АльфаЦЕНТР», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - Рег. №) 44595-10. ЦСОИ включает в себя каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных (БД) и автоматизированные рабочие места (АРМ) ООО «Газпром энерго» и АРМ АО «Газпром энергосбыт».
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. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
- средняя на интервале 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает в преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet, и далее через линию Ethernet на УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача полученных данных спутниковому каналу связи на сервер ООО «Г азпром энерго», а также отображение информации на подключенных к УСПД автоматических рабочих местах.
В случае сбоя работы основного канала связи сервер ООО «Г азпром энерго» производит опрос УСПД по резервным ТЧ и GSM каналам.
На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, её формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в ПАК АО «АТС», в АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется с сервера по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 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, с возможностью использования электронно-цифровой подписи через автоматизированные рабочие места АО «Газпром энергосбыт» и ООО «Газпром энерго».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе ГЛОНАСС/GPS-приемника точного времени типа УСВ-3, часы ЦСОИ, УСПД и счетчиков. ЦСОИ получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени утвержденного типа. Синхронизация часов ЦСОИ с сервером синхронизации времени происходит при расхождении более чем на ±1 с. Время УСПД синхронизировано со временем УССВ, сличение 1 раз в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний УССВ и УСПД на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов УСПД осуществляется во время сеанса связи, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов УСПД ±1 с. При нарушении в приеме сигналов точного времени УСПД, коррекцию времени в ИВКЭ и (или) счетчиках может производить уровень ИВК (ЦСОИ).
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД, сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦентр». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблицах 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦентр»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/ УССВ/ Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | ГПП-1 ЗРУ 110 кВ КТЭЦ -Газзавод-1-1Т | А В С | ТБМО-110 УХЛ-1 300/1 Кл.т 0,2S Рег. № 23256-11 | А В С | НАМИ-110 УХЛ1 (1) 110000:V3/100:V3 Кл.т 0,2 Рег. № 24218-03 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | RTU-325 Рег. № 37288-08 УСВ-3 Рег. № 64242-16 ЦСОИ |
| 2 | ГПП-1, ЗРУ 35 кВ, яч. 1 «Ввод-1Т» сек. 1 | А В С | ТПОЛ-35 1000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 5717-76 | А В С | НАЛИ-СЭЩ-35 (2) 35000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 3 | ГПП-1, ЗРУ-1 6 кВ, яч. 109 «Ввод-1Т» сек. 1 | А В С | ТЛП-10 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 30709-08 | А В С | VRQ3n/S2 (3) 6000:V3/100:V3 Кл.т 0,5 Рег. № 50606-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 4 | ГПП-1, ЗРУ-2 6 кВ, яч. 53 «Ввод-1-1Т» сек. 3 | А В С | ТПШЛ-10 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 1423-60 | А В С | ЗНОЛТ-6 (4) 6000:V3/100:V3 Кл.т 0,5 Рег. № 3640-73 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 5 | ГПП-1, ЗРУ-2 6 кВ, яч. 71 «Ввод-2- 1Т» сек. 5 | А В С | ТПШЛ-10 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 1423-60 | А В С | ЗНОЛТ-6 (5) 6000:V3/100:V3 Кл.т 0,5 Рег. № 3640-73 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 6 | ГПП - 1 ЗРУ 110 кВ ПС Каргалинская ГПЗ-1.2-2Т | А В С | ТБМО-110 УХЛ-1 300/1 Кл.т 0,2S Рег. № 23256-11 | А В С | НАМИ-110 УХЛ1 (6) 110000:V3/100:V3 Кл.т 0,2 Рег. № 24218-03 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 |
| 7 | ГПП-1, ЗРУ 35 кВ, яч. 9 «Ввод-2Т» сек. 2 | А В С | ТПОЛ-35 1000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 5717-76 | А В С | НАЛИ-СЭЩ-35 (7) 35000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 8 | ГПП-1, ЗРУ-1 6 кВ, яч. 209 «Ввод-2Т» сек. 2 | А В С | ТЛП-10 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 30709-08 | А В С | VRQ3n/S2 (8) 6000:V3/100:V3 Кл.т 0,5 Рег. № 50606-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | RTU-325 Рег. № 37288-08 УСВ-3 Рег. № 64242-16 ЦСОИ |
| 9 | ГПП-1, ЗРУ-2 6 кВ, яч. 48 «Ввод-1-2Т» сек. 4 | А В С | ТПШЛ-10 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 1423-60 | А В С | ЗНОЛТ-6 (9) 6000:V3/100:V3 Кл.т 0,5 Рег. № 3640-73 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 10 | ГПП-1, ЗРУ-2 6 кВ, яч. 66 «Ввод-2-2Т» сек. 6 | А В С | ТПШЛ-10 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 1423-60 | А В С | ЗНОЛТ-6 (10) 6000:V3/100:V3 Кл.т 0,5 Рег. № 3640-73 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 11 | РП-2 6 кВ, ЩГН-1 6 кВ, яч. 5Г, ф. 101 6 кВ | А В С | ТОЛ 10 1500/5 Кл.т 0,2S Рег. № 7069-02 | А В С | НАМИТ-10-2 УХЛ2 (11) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-02 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 |
| 12 | ГПП - 2 ОРУ-110 кВ КТЭЦ Газзавод-3-1Т | А В С | ТБМО-110 УХЛ-1 300/1 Кл.т 0,2S Рег. № 23256-11 | А В С | НАМИ-110 УХЛ1 (12) 110000:V3/100:V3 Кл.т 0,2 Рег. № 24218-03 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 |
| 13 | ГПП-2, ЗРУ 6 кВ, яч. 15 «Ввод-1-1Т» сек. 1 | А В С | ТПШЛ-10 2000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 1423-60 | А В С | НАМИТ-10 (13) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-13 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 14 | ГПП-2, ЗРУ 6 кВ, яч. 20 «Ввод-2- 1Т» сек. 1 | А В С | ТПШЛ-10 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 1423-60 | А В С | НАМИТ-10 (13) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-13 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 15 | ГПП-2, Щит Т-30 10 кВ, яч. А1 «Ввод-1Т» | А В С | ТПШЛ-10 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 1423-60 | А В С | НАМИ-10-95УХЛ2 (14) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 16 | ГПП - 2 ОРУ-110 кВ ПС Каргалинская ГПЗ-3-3-2Т | А В С | ТБМО-110 УХЛ-1 300/1 Кл.т 0,2S Рег. № 23256-05 Рег. № 60541-15 Рег. № 60541-15 | А В С | НАМИ-110 УХЛ1 (15) 110000:V3/100:V3 Кл.т 0,2 Рег. № 24218-03 Рег. № 60353-15 Рег. № 60353-15 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 17 | ГПП-2, ЗРУ 6 кВ, яч. 34 «Ввод-1-2Т» сек. 2 | А В С | ТПШЛ-10 2000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 1423-60 | А В С | НАМИТ-10 (16) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-13 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
| 18 | ГПП-2, ЗРУ 6 кВ, яч. 29 «Ввод-2-2Т» сек. 2 | А В С | ТПШЛ-10 2000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 1423-60 | А В С | НАМИТ-10 (16) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-13 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
| 19 | ГПП-2, Щит Т-30 10 кВ, яч. А2 «Ввод-2Т» | А В С | ТПШЛ-10 3000/5 Кл.т 0,5 Рег. № 1423-60 | А В С | НАМИ-10-95УХЛ2 (17) 10000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
| 20 | ПС 110 кВ «Газзавод-3» (ГПП-2), ЗРУ-6 кВ, ЩГН-3 6 кВ, яч. 21, ф. 320 6 кВ | А В С | ТЛШ-10 2000/5 Кл.т 0,2S Рег. № 11077-03 | А В С | НАМИТ-10-2 (18) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-07 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | RTU-325 Рег. № 37288-08 |
| 21 | ПС 110 кВ «Газзавод-3» (ГПП-2), ЗРУ-6 кВ, ЩГН-4 6 кВ, яч. 59, ф. 304 6 к | А В С | ТЛШ-10 2000/5 Кл.т 0,2S Рег. № 11077-03 | А В С | НАМИТ-10-2 (19) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 16687-07 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
| 22 | ПС 110 кВ «Газззавод-3» (ГПП-2), Щит 6 кВ Т-32, яч. А2 | А В С | ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл.т 0,2S Рег. № 32139-06 | А В С | НАМИ-10-95УХЛ2 (20) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 20186-05 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | ЦСОИ |
| 23 | РП-2 6 кВ, ЩГН-2 6 кВ, яч. 5Г, ф. 102 6 кВ | А С | ТЛО-10 600/5 Кл.т 0,2S Рег. № 25433-11 | А В С | ЗНОЛП-6 (21) 6000:V3/100:V3 Кл.т 0,5 Рег. № 46738-11 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
| 24 | ПС 6 кВ «Р-1», Щит 6 кВ Т-11, яч. 14, ф. 149 6 кВ | А В С | ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл.т 0,2S Рег. № 32139-06 | А В С | НАМИ-10-95УХЛ2 (22) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 20186-05 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
| 25 | ПС 6 кВ «Р-1», Щит 6 кВ Т-12, яч. 15, ф. 150 6 кВ | А В С | ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл.т 0,2S Рег. № 32139-06 | А В С | НАМИ-10-95УХЛ2 (23) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 20186-05 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 26 | ПС 6 кВ «Р-1», Щит 6 кВ Т-13, яч. 8, ф. 151 6 кВ | А В С | ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл.т 0,2S Рег. № 32139-06 | А В С | НАМИ-10-95УХЛ2 (24) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 20186-05 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | RTU-325 Рег. № 37288-08 УСВ-3 Рег. № 64242-16 ЦСОИ |
| 27 | ПС 6 кВ «Северная», Щит 6 кВ 07.08ТА601, яч.17, ф. 212 6 кВ | А В С | ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл.т 0,2S Рег. № 32139-06 | А В С | НАМИ-10-95УХЛ2 (25) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 20186-05 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 |
| 28 | ПС 6 кВ «Южная», Щит 6 кВ 14ТА901, яч. 5, ф. 210 6 кВ | А В С | ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл.т 0,2S Рег. № 32139-06 | А В С | НАМИ-10-95УХЛ2 (26) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 20186-05 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 |
| 29 | ПС 6 кВ «Южная», Щит 6 кВ 01.02.03ТА201, яч. 9, ф. 211 6 кВ | А В С | ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл.т 0,2S Рег. № 32139-06 | А В С | НАМИ-10-95УХЛ2 (27) 6000/100 Кл.т 0,5 Рег. № 20186-05 | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 |
Пр имечания:
12 (5) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 5.
13 (6) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 6.
14 (7) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 7.
15 (8) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 8.
16 (9) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 9.
17 (10) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 10.
18 (11) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 11.
19 (12) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 12.
20 (13) - Указанный трансформатор напряжения подключен к двум счетчикам измерительных каналов № 13, 14.
21 (14) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 15.
22 (15) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 16.
23 (16) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 17, 18.
24 (17) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 19.
25 (18) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 20.
26 (19) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 21.
27 (20) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 22.
28 (21) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 23.
29 (22) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 24.
30 (23) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 25.
31 (24) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 26.
32 (25) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 27.
33 (26) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 28.
34 (27) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 29.
| Номера ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности, (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| | Активная | 0,7 | 1,7 |
| 1, 6, 12, 16 | | | |
| | Реактивная | 1,7 | 3,3 |
| | Активная | 0,9 | 1,8 |
| 11, 20-29 | | | |
| | Реактивная | 2,1 | 3,4 |
| 2-5, 7-10, | Активная | 1,1 | 3,1 |
| 13-15, 17- | | | |
| 19 | Реактивная | 2,9 | 5,1 |
| Примечания: 1 Характеристик погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая) 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 29 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Uном | от 98 до 102 |
| - ток, % от !ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,9 |
| температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Uном | от 90 до 110 |
| - ток, % от !ном | от 1(5) до 120 |
| - коэффициент мощности, СОБф | 0,5 инд до 0,8 емк |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, °С | от -20 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения ИВКЭ, °С | от -1 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| для счетчиков: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| для RTU-325: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| для УСВ-3: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| для сервера: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Глубина хранения информации: | |
| счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
| менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД RTU-325: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
| менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений обеспечивается:
- резервированием питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервированием каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
- журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчетчика;
промежуточные клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД; сервера БД.
- защита информации на программном уровне:
результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой
подписи);
установка пароля на счетчик; установка пароля на УСПД; установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТБМО-110 УХЛ1 | 12 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-35 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПШЛ-10 | 29 |
| Трансформатор тока | ТОЛ 10 | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛШ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 21 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 12 |
| Трансформатор напряжения трехфазной антирезонансной группы | НАЛИ-СЭЩ-35 | 2 |
| Трансформатор напряжения | VRQ3n/S2 | 6 |
| Трансформатор напряжения с литой изоляцией | ЗНОЛТ-6 | 12 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 5 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ- 10-95УХЛ2 | 9 |
| Трансформатор напряжения заземляемые | ЗНОЛП-6 | 3 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 14 |
| Счетчик электрической энергии статический трехфазный | Меркурий 234 | 15 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325 | 1 |
| Устройства синхронизации системного времени | УСВ-3 | 1 |
| ИВК | ЦСОИ ООО «Г азпром энерго» | 1 |
| ПО | АльфаЦентр | 1 |
| Паспорт-формуляр | 87570424.425210.081.ФО | 1 |
| Методика поверки | МП КЦСМ-169-2019 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП КЦСМ-169-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» Оренбургский Газоперерабатывающий завод. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» 10.10.2019 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации». МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя» и/или по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счетчик Меркурий 234 - по документу «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Методика поверки АВЛГ.411152.033 РЭ1», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.08.2017 г.;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М». Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ»
03.04.2017 г.;
- УСПД RTU-325 - по документу: ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- УСВ-3 - по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в 23.03.2016 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Рег. № 27008-04).
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
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Газпром энерго» Оренбургский Газоперерабатывающий завод», аттестованном ФБУ «Курский ЦСМ», аттестат аккредитации № RA.RU.312287.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
79322-20: Методика поверкиСкачать1.2 Мб