Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Юганскнефтегаз" (3-я очередь) Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Юганскнефтегаз" (3-я очередь) Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 57018-14 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 001. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "РН-Энерго", г.Москва.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Юганскнефтегаз" (3-я очередь) Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Юганскнефтегаз" (3-я очередь) Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
57018-14
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Юганскнефтегаз" (3-я очередь)
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "РН-Энерго", г.Москва
Описание типаСкачать
Методика поверкиФайл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 001
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Юганскнефтегаз» (3-я очередь) (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
ОписаниеАИИС КУЭ, построенная на основе «Комплекса аппаратно-программного для автоматизации учета энергоресурсов "Телескоп+"» (Госреестр № 19393-07), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней: 1-ый уровень – информационно-измерительный комплекс, включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту – Сч. или счетчики) и вторичные измерительные цепи. 2-ой уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту – ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее по тексту – УСПД) ТК16L (Госреестр № 36643-07), 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. 3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) HP Proliant ML370 с установленным серверным программным обеспечением (далее по тексту – ПО) "Телескоп+", а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение. Устройства 2-го и 3 –го уровня АИИС КУЭ (ТК16L, HP Proliant ML370) входят в состав Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "РН-Юганскнефтегаз" (Госреестр № 35546-07). Вспомогательное оборудование – автоматизированное рабочее место оператора (далее по тексту – АРМ) с установленным клиентским ПО "Телескоп+", монитор, комплект устройств интерактивного ввода-вывода. С помощью WEB интерфейса архитектуры Ethernet и сетевого оборудования сервер ИВК, АРМ оператора АИИС и УСПД уровня ИВКЭ включены в локальную вычислительную сеть (ЛВС) ООО «РН-Юганскнефтегаз». 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. Принцип действия: 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 мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК. Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных. 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, присоединенным к УСПД ТК16L. Коррекция отклонений встроенных часов счетчика и сервера осуществляется при помощи синхронизации часов устройств с единым временем, поддерживаемым часами УСПД. Сличение часов счетчика и сервера с временем часов УСПД происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени часов счетчика и сервера на величину более ± 1,0 с. Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчика, УСПД, сервера. Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется программное обеспечение MS Windows Server 2000, СУБД MS SQL Server 2000 Standard Edition, ПО “Телескоп+”. В состав ПО “Телескоп+” входят программные модули, указанные 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. Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении
Идентификационное наименование программного обеспечения Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)Идентификационное наименование файла программного обеспеченияАлгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения
12345
Программный комплекс “Телескоп+”версия 1.0.1.1f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0cСЕРВЕР СБОРА ДАННЫХ SERVER_MZ4.dllMD5
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения. ПО “Телескоп+” не влияет на метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – уровень «С» по МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристикиСостав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Таблица 2 – Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ
№ ИИКДиспетчерское наименование точки учётаСостав 1-го и 2-го уровней ИИК  
123456
436ПС 220/110/35/6 кВ "Росляковская",ОРУ-220 кВ яч.№ 7ВСТкл.т 0,2SКтт = 1000/5Зав. № 30928734; 30928737; 30928740Госреестр № 17869-10СРВ 245кл.т 0,5Ктн = (220000/√3)/(100/√3)Зав. № 8615-474; 8615-472; 8615-469Госреестр № 15853-06А1802RAL-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01224199Госреестр № 31857-11ТК16LЗав. № 200508018Госреестр № 36643-07
Продолжение таблицы 2
123456
437ПС 220/110/35/6 кВ "Росляковская",ОРУ-220 кВ яч.№ 8ВСТкл.т 0,2SКтт = 1000/5Зав. № 30928735; 30928736; 30928738Госреестр № 17869-10СРВ 245кл.т 0,5Ктн = (220000/√3)/(100/√3)Зав. № 8615-470; 8615-471; 8615-473Госреестр № 15853-06А1802RAL-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01224200Госреестр № 31857-11ТК16LЗав. № 200508018Госреестр № 36643-07
438ПС 220/110/35/6 кВ "Росляковская",ОРУ-220 кВ ОВ-220 кВВСТкл.т 0,2SКтт = 1000/5Зав. № 30928733; 30928739; 30928741Госреестр № 17869-10СРВ 245кл.т 0,5Ктн = (220000/√3)/(100/√3) Зав. № 8615-474; 8615-472; 8615-469Госреестр № 15853-06А1802RAL-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01224215Госреестр № 31857-11
2991ПС 35/6 кВ "Больничная",РУ-6 кВ яч. №5 Ввод № 1ТОЛ-СЭЩ-10кл.т 0,5SКтт = 1000/5Зав. № 13589-08; 22878-08; 22797-08Госреестр № 32139-11НАМИТ-10-2кл.т 0,5Ктн = 6000/100Зав. № 1730Госреестр № 18178-99СЭТ-4ТМ.03.01кл.т 0,5S/1,0Зав. № 0104082206Госреестр № 27524-04ТК16LЗав. № 110607Госреестр № 36643-07
2992ПС 35/6 кВ "Больничная",ТСН-1 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ яч. ТСН-1ТШП 0.66кл.т 0,5Ктт = 200/5Зав. № 2086282; 2086270; 2086276Госреестр № 15173-01-СЭТ-4ТМ.03М.09кл.т 0,5S/1,0Зав. № 0808110425Госреестр № 36697-08
3001ПС 35/6 кВ "Больничная",РУ -6 кВ яч. №16 Ввод № 2ТОЛ-СЭЩ-10кл.т 0,5SКтт = 1000/5Зав. № 22596-08; 16406-08; 13630-08Госреестр № 32139-11ЗНАМИТ-6-1 УХЛ2кл.т 0,5Ктн = 6000/100Зав. № 610Госреестр № 40740-09СЭТ-4ТМ.03.01кл.т 0,5S/1,0Зав. № 0104083519Госреестр № 27524-04
3002ПС 35/6 кВ "Больничная",ТСН-2 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ яч. ТСН-2ТОП-0,66кл.т 0,5Ктт = 200/5Зав. № 1091580; 1091468; 1092932Госреестр № 15174-06-СЭТ-4ТМ.03М.09кл.т 0,5S/1,0Зав. № 0808110542Госреестр № 36697-08
4011ПС 110/35/6 кВ "Камчинская",ОРУ-110 кВ ввод 110 кВ Т1TG145Nкл.т 0,2SКтт = 600/5Зав. № 05534; 05535; 05533Госреестр № 30489-09СРВ 123кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 8813593; 8813592; 8813589Госреестр № 15853-96A1802RALXQV-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01229124Госреестр № 31857-11ТК16LЗав.№ 201005005Госреестр № 36643-07
4021ПС 110/35/6 кВ "Камчинская",ОРУ-110 кВ ввод 110 кВ Т2TG145Nкл.т 0,2SКтт = 600/5Зав. № 05530; 05531; 05532Госреестр № 30489-09СРВ 123кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 8813590; 8813594; 8813591Госреестр № 15853-96A1802RALXQV-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01229125Госреестр № 31857-11
Продолжение таблицы 2
123456
419ПС 110/35/6 кВ "Звездная,ОРУ-35 кВ ВЛ-35 кВ "Центральная-1ТВЭ-35УХЛ2кл.т 0,5Ктт = 300/5Зав. № 1645-8; 1639-8; 1644-8Госреестр № 13158-04НАМИ-35 УХЛ1кл.т 0,5Ктн = 35000/100Зав. № 784Госреестр № 19813-09A1802RALX-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01198253Госреестр № 31857-11ТК16LЗав.№ 110817Госреестр № 36643-07
420ПС 110/35/6 кВ "Звездная,ОРУ-35 кВ ВЛ-35 кВ "Центральная-2ТВЭ-35УХЛ2кл.т 0,5Ктт = 300/5Зав. № 1651-8; 1646-8; 1649-8Госреестр № 13158-04НАМИ-35 УХЛ1кл.т 0,5Ктн = 35000/100Зав. № 751Госреестр № 19813-09A1802RALX-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01198254Госреестр № 31857-11
421ПС 110/35/6 кВ "Звездная,ОРУ-35 кВ ВЛ-35 кВ "Луч-1"ТВЭ-35УХЛ2кл.т 0,5Ктт = 200/5Зав. № 1638-8; 1642-8; 1635-8Госреестр № 13158-04НАМИ-35 УХЛ1кл.т 0,5Ктн = 35000/100Зав. № 784Госреестр № 19813-09A1802RALX-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01198252Госреестр № 31857-11
422ПС 110/35/6 кВ "Звездная,ОРУ-35 кВ ВЛ-35 кВ "Луч-2"ТВЭ-35УХЛ2кл.т 0,5Ктт = 200/5Зав. № 1203-8; 1200-8; 1195-8Госреестр № 13158-04НАМИ-35 УХЛ1кл.т 0,5Ктн = 35000/100Зав. № 751Госреестр № 19813-09A1802RALX-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01198255Госреестр № 31857-11
423ПС 110/35/6 кВ "Сибирь",ОРУ-35 кВ ВЛ-35 кВ "Сатурн-1"ACH-36кл.т 0,2Ктт = 400/5Зав. № 12005291/19; 12005291/20; 12005291/23Госреестр № 27818-12НАЛИ-СЭЩ-35кл.т 0,2Ктн = (35000/√3)/(100/√3)Зав. № 00002-12Госреестр № 46802-11СЭТ-4ТМ.03Мкл.т 0,2S/0,5Зав. № 0811113256Госреестр № 36697-08ТК16LЗав.№ 201101003Госреестр № 36643-07
424ПС 110/35/6 кВ "Сибирь",ОРУ-35 кВ ВЛ-35 кВ "Сатурн-2"ACH-36кл.т 0,2Ктт = 400/5Зав. № 12005291/12; 12005291/4; 12005291/10Госреестр № 27818-12НАЛИ-СЭЩ-35кл.т 0,2Ктн = (35000/√3)/(100/√3)Зав. № 00003-12Госреестр № 46802-11СЭТ-4ТМ.03Мкл.т 0,2S/0,5Зав. № 0811112731Госреестр № 36697-08
425ПС 110/35/6 кВ "Сибирь",ОРУ-35 кВ ввод ВЛ-35 кВ "Сириус-1"ACH-36кл.т 0,2Ктт = 400/5Зав. № 12005291/13; 12005291/16; 12005291/22Госреестр № 27818-12НАЛИ-СЭЩ-35кл.т 0,2Ктн = (35000/√3)/(100/√3)Зав. № 00002-12Госреестр № 46802-11СЭТ-4ТМ.03Мкл.т 0,2S/0,5Зав. № 0811112698Госреестр № 36697-08
Продолжение таблицы 2
123456
426ПС 110/35/6 кВ "Сибирь",ОРУ-35 кВ ВЛ-35 кВ "Сириус-2"ACH-36кл.т 0,2Ктт = 400/5Зав. № 12005291/5; 12005291/6; 12005291/1Госреестр № 27818-12НАЛИ-СЭЩ-35кл.т 0,2Ктн = (35000/√3)/(100/√3)Зав. № 00003-12Госреестр № 46802-11СЭТ-4ТМ.03Мкл.т 0,2S/0,5Зав. № 0811113137Госреестр № 36697-08ТК16LЗав.№ 201101003Госреестр № 36643-07
427ПС 110/35/6 кВ "Мамонтовская",ОРУ-110 кВ Ввод 110 кВ 1ТTG145Nкл.т 0,5Ктт = 300/5Зав. № 05351; 05352; 05350Госреестр № 30489-09СРВ 123кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 8811781; 8811782; 8811784Госреестр № 15853-96A2R1-4-L-C29-Tкл.т 0,5S/1,0Зав. № 01223397Госреестр № 14555-02ТК16LЗав.№ 11019Госреестр № 36643-07
428ПС 110/35/6 кВ "Мамонтовская",ОРУ-110 кВ Ввод 110 кВ 2ТTG145Nкл.т 0,5Ктт = 300/5Зав. № 05349; 05348; 05347Госреестр № 30489-09СРВ 123кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 8811783; 8811780; 8811779Госреестр № 15853-96A2R1-4-L-C29-Tкл.т 0,5S/1,0Зав. № 01223395Госреестр № 14555-02
429ПС 110/35/6 кВ "Бекмеметьевская",ОРУ-110 кВ Ввод 110 кВ 1ТTG145Nкл.т 0,2SКтт = 300/5Зав. № 05602; 05603; 05604Госреестр № 30489-09CPA 123-550кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 8814291; 8814287; 8814290Госреестр № 15852-96A1802RALXQV-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01229027Госреестр № 31857-11ТК16LЗав.№ 120206Госреестр № 36643-07
430ПС 110/35/6 кВ "Бекмеметьевская",ОРУ-110 кВ Ввод 110 кВ 2ТTG145Nкл.т 0,2SКтт = 300/5Зав. № 05601; 05600; 05599Госреестр № 30489-09CPA 123-550кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 8814289; 8814288; 8814292Госреестр № 15852-96A1802RALXQV-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01229028Госреестр № 31857-11
431ПС "Евсеенковская" 110/35/6 кВ,ЗРУ-6 кВ № 3 ЦПС Приразломного яч.23ТОЛ-10кл.т 0,5Ктт = 150/5Зав. № 27792; 27350; 27627Госреестр № 7069-07ЗНОЛПкл.т 0,5Ктн = (6000/√3)/(100/√3)Зав. № 17599; 17783; 18502Госреестр № 23544-07СЭТ-4ТМ.03Мкл.т 0,5S/1,0Зав. № 0812107068Госреестр № 36697-08ТК16LЗав. № 200508018Госреестр № 36643-07
432ПС "Евсеенковская" 110/35/6 кВ,ЗРУ-6 кВ № 3 ЦПС Приразломного яч.26ТОЛ-10кл.т 0,5Ктт = 150/5Зав. № 27545; 27564; 27543Госреестр № 7069-07ЗНОЛПкл.т 0,5Ктн = (6000/√3)/(100/√3)Зав. № 17778; 17787; 18503Госреестр № 23544-07СЭТ-4ТМ.03Мкл.т 0,5S/1,0Зав. № 0802112107Госреестр № 36697-08
434ПС 110/35/6 кВ "Корниловская",ОРУ-110 кВ Ввод 110 кВ 1ТTG145Nкл.т 0,5SКтт = 600/5Зав. № 02576; 02577; 02578Госреестр № 30489-09СРВ 123кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 8710623; 8710620; 8710621Госреестр № 15853-96A1802RAL-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01193681Госреестр № 31857-11ТК16LЗав.№ 10184Госреестр № 36643-07
435ПС 110/35/6 кВ "Корниловская",ОРУ-110 кВ Ввод 110 кВ 2ТTG145Nкл.т 0,5SКтт = 600/5Зав. № 02581; 02580; 02579Госреестр № 30489-09СРВ 123кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 8710622; 8710619; 8710624Госреестр № 15853-96A1802RAL-P4GB-DW-4кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01215268Госреестр № 31857-11
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
Номер ИИКcosφПределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ
2991, 3001(Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)1,0±2,1±1,2±1,0±1,0
2992, 3002(Сч. 0,5S; ТТ 0,5)1,0-±1,7±1,0±0,8
4011, 4021, 429, 430(Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)1,0±1,0±0,6±0,5±0,5
419, 420, 421, 422, (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)1,0-±1,8±1,1±0,9
423, 424, 425, 426(Сч. 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,2)1,0-±0,9±0,6±0,5
427, 428, 431, 432(Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5)1,0-±1,8±1,2±1,0
434, 435(Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)1,0±1,8±1,1±0,9±0,9
Продолжение таблицы 3
Номер ИИКcosφПределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ
436, 437, 438(Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)1,0±1,1±0,8±0,7±0,7
Номер ИИКcosφПределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ
2991, 3001(Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5)0,9±8,7±3,9±2,8±2,7
2992, 3002(Сч. 1,0; ТТ 0,5)0,9-±6,5±3,3±2,3
4011, 4021, 429, 430(Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)0,9±3,8±1,6±1,2±1,2
419, 420, 421, 422, (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)0,9-±6,4±3,5±2,6
423, 424, 425, 426(Сч. 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,2)0,9-±2,5±1,4±1,2
427, 428, 431, 432(Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5)0,9-±6,6±3,6±2,7
434, 435(Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)0,9±7,0±3,5±2,6±2,6
Продолжение таблицы 3
Номер ИИКcosφПределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ
436, 437, 438(Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)0,9±4,0±2,1±1,7±1,7
Номер ИИКcosφПределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
2991, 3001(Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)1,0±2,4±1,7±1,5±1,5
2992, 3002(Сч. 0,5S; ТТ 0,5)1,0-±2,1±1,5±1,4
4011, 4021, 429, 430(Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)1,0±1,2±0,8±0,7±0,7
419, 420, 421, 422, (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)1,0-±1,9±1,2±1,0
423, 424, 425, 426(Сч. 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,2)1,0-±1,1±0,8±0,7
Продолжение таблицы 3
Номер ИИКcosφПределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
427, 428, 431, 432(Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5)1,0-±2,2±1,7±1,5
434, 435(Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)1,0±1,9±1,2±1,0±1,0
436, 437, 438(Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)1,0±1,3±1,0±0,9±0,9
Номер ИИКcosφПределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
2991, 3001(Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5)0,9±12,1±4,8±3,3±3,1
2992, 3002(Сч. 1,0; ТТ 0,5)0,9-±7,0±3,7±2,8
4011, 4021, 429, 430(Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)0,9±5,6±2,1±1,5±1,4
419, 420, 421, 422, (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)0,9-±6,5±3,6±2,7
Продолжение таблицы 3
Номер ИИКcosφПределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
423, 424, 425, 426(Сч. 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,2)0,9-±2,8±1,7±1,4
427, 428, 431, 432(Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5)0,9-±7,2±4,0±3,1
434, 435(Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)0,9±8,1±3,8±2,7±2,7
436, 437, 438(Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)0,9±5,7±2,5±1,9±1,9
Примечания: Погрешность измерений (1(2)%P и (1(2)%Q для cos(=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений (1(2)%P и (1(2)%Q для cos(<1,0 нормируется от I2%; Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой); Нормальные условия эксплуатации : Параметры сети: диапазон напряжения - от 0,99∙Uн до 1,01∙Uн; диапазон силы тока - от 0,01∙ Iн до 1,2∙Iн; температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 ˚С до 50 ˚С; счетчиков -от 18 ˚С до 25 ˚С; УСПД - от 10 ˚С до 30 ˚С; ИВК - от 10 ˚С до 30 ˚С; частота - (50 ( 0,15) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл. Рабочие условия эксплуатации: Для ТТ и ТН: параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9∙Uн1 до 1,1∙Uн1; диапазон силы первичного тока - от 0,01∙Iн1 до 1,2∙Iн1; частота - (50 ( 0,4) Гц; температура окружающего воздуха - от минус 30 ˚С до 35 ˚С. Для счетчиков электроэнергии: параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9∙Uн2 до 1,1∙Uн2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01∙Iн2 до 1,2∙Iн2; частота - (50 ( 0,4) Гц; температура окружающего воздуха - от 10 ˚С до 30 ˚С; магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 – активная, реактивная. Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ; счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 – среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов; счетчики электроэнергии Альфа А1800 – среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов; счетчики электроэнергии АЛЬФА – срок службы не менее 30 лет; счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов; УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час. 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; промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки; УСПД. наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках; пароль на УСПД; пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей. Возможность коррекции шкалы времени в: счетчиках (функция автоматизирована); УСПД (функция автоматизирована); ИВК (функция автоматизирована). Глубина хранения информации: счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03.01, СЭТ-4ТМ.03М – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания – до 5 лет; счетчики электроэнергии Альфа А1800– до 30 лет при отсутствии питания; УСПД – хранение данных при отключении питания – не менее 5 лет; ИВК – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания – не менее 3 лет.
КомплектностьВ комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4 Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование СИТипКол-во, шт.
123
1. Трансформатор токаВСТ9
2. Трансформатор токаТОЛ-СЭЩ-106
3. Трансформатор токаТШП-0.663
4. Трансформатор токаТОП-0,663
5. Трансформатор токаTG145N24
6. Трансформатор токаТВЭ-35УХЛ212
7. Трансформатор токаACH-3612
8. Трансформатор токаТОЛ-106
9. Трансформатор напряженияСРВ 2456
10. Трансформатор напряженияНАМИТ-10-21
11. Трансформатор напряженияЗНАМИТ-6-1 УХЛ21
12. Трансформатор напряженияСРВ 12318
13. Трансформатор напряженияНАМИ-35 УХЛ12
14. Трансформатор напряженияНАЛИ-СЭЩ-352
15. Трансформатор напряженияCPA 123-5506
16. Трансформатор напряженияЗНОЛП6
17. Счетчик Альфа А180013
18. Счетчик СЭТ-4ТМ.03М8
19. Счетчик СЭТ-4ТМ.03.012
20. Счетчик АЛЬФА 2
Продолжение таблицы 4 1 2 3 21.Комплекс аппаратно-программный для автоматизации учета энергоресурсов ПО "Телескоп+" 1 22. УСПД ТК16L 9 23. Методика поверки 1796/550-2014 1 24. Паспорт – формуляр A212331.42 2231.1196.ФО2 1
Поверкаосуществляется по документу МП 1796/550-2014 "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Юганскнефтегаз» (3-я очередь). Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва" в феврале 2014 г. Перечень основных средств поверки: для трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки"; для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя"; для счётчиков СЭТ-4ТМ.03 – по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" 10 сентября 2004 г. для счётчиков СЭТ-4ТМ.03М – по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" 4 декабря 2007 г. для счетчиков Альфа А1800 – в соответствии с документом « Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки» ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2012 г.; для счетчиков АЛЬФА – в соответствии с документом «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методика поверки», согласованным ВНИИМ им. Д.И.Менделева в 2001 г.; для УСПД ТК16L – по документу "Устройство сбора и передачи данных ТК16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки" АВБЛ.468212.041 МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в декабре 2007 г.; радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04; переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Юганскнефтегаз» (3-я очередь) ГОСТ 22261-94 с изм. "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". ГОСТ 7746–2001 "Трансформаторы тока. Общие технические условия". ГОСТ 1983–2001 "Трансформаторы напряжения. Общие технические условия". ГОСТ 31819.22-2012 "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S". ГОСТ 31819.23-2012 "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии". Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений - при осуществлении торговли и товарообменных операций.
ЗаявительООО «РН-Энерго» Юридический адрес: 11907, г. Москва, ул. Малая Калужская, д. 19. Тел.: +7 (495) 777-47-42 Факс: +7 (499) 576-65-96
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»). Адрес: 117418 г. Москва, Нахимовский проспект, 31 Тел.: +7 (495) 544-00-00 Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30010-10 от 15.03.2010 года.