|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ЗАО "ЕЭСнК" на объектах ОАО "Оренбургнефть" (3 очередь) |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ЗАО "Центр промышленной автоматизации", г.Москва |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 2014АС003 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ЗАО «ЕЭСнК» на объектах ОАО «Оренбургнефть» (3 очередь) (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов. |
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,
периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);
предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций–участников оптового рынка электроэнергии;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
1-ый уровень – информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S; 0,5 по ГОСТ 7746 – 2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2; 0,5; 1,0 по ГОСТ 1983 -2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии EA05RL-P1BN-4, EA05RL-P1BN-3, EA05RАLХ-P4BF-3
класса точности (КТ) 0,5S/1,0 в ГР №16666-97, СЭТ-4ТМ.03.09, СЭТ-4ТМ.03.01 класса точности (КТ) 0,5S/1,0 в ГР№ 27524-04, СЭТ-4ТМ.03М класса точности (КТ) 0,5S/1,0 в ГР № 36697-12, EPQS 111.21.18LL класса точности (КТ) 0,2S/0,5 в ГР№25971-06 по ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в указанном стандарте класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S для ГОСТ 31819.22-2012.
2-ой уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) Шлюз E-422.GSM - (3шт) в ГР №46553-11, УСПД «ЭКОМ-3000» в ГР №17079-09 - (2шт), радиочасы РЧ-011 в ГР №35682-07, 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 базы данных (БД) Hewlett Packard ProLiant DL380 («ИВК Телескоп+» в ГР №19393-07) для сбора данных с УСПД «Шлюз-Е422.GSM» (ИК№1-6) ;
сервер опроса Hewlett Packard ProLiant ML 350G3 (ПК "Энергосфера" в составе ПТК ЭКОМ в ГР №19542-05) для сбора данных с УСПД «ЭКОМ-3000 (ИК№7-14),
радиосервер точного времени РСТВ-01-01 ГР№ 40586-09 (далее- устройство синхронизации системного времени (УССВ);
автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), технические средства приема-передачи данных.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы УСПД «Шлюз E-422.GSM» (ИК№1-6) осуществляется по интерфейсу RS-485. На уровне ИВКЭ осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на уровень ИВК.
Сервер БД АИИС КУЭ «Телескоп+» автоматически опрашивает УСПД «Шлюз E-422.GSM» (ИК№1-6) посредством беспроводного канала связи GSM, выполняет вычисление электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение поступающей информации. Сервер БД формирует XML-файл формата 80020 с результатами измерений и передает его по локальной сети на сервер опроса ПК «Энергосфера».
Данные от ИИК (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) ПС «Сорочинская» и ПС «Бузулукская» ОАО «ФСК ЕЭС» (ИК№7-14) поступают на Сервер опроса «ПК Энергосфера», который собирает данные с УСПД «ЭКОМ-3000» посредством беспроводного канала связи GSM. С помощью специализированного ПО ПК «Энергосфера» Сервер опроса формирует полный XML-файл формата 80020 и осуществляет передачу его по электронной почте субъекту ОРЭ ЗАО «ЕЭСнК».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. В ИК №1-6 АИИС КУЭ в качестве УССВ используется радиосервер точного времени РСТВ-01-01. Радиосервер точного времени РСТВ-01-01 подключен к серверу «Телескоп+», установленному в центре сбора и обработки информации в помещении ООО «Оренбургэнергонефть». РСТВ-01-01 синхронизирует собственное системное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
В ИК№7-14 (уровень ИВКЭ) синхронизация времени организована посредством радиочасов РЧ-011(далее УССВ) при помощи специализированного ПО «TIMESYNС». Радиочасы формируют собственную шкалу времени – последовательность минутных и секундных импульсов на разъемах «1 сек» и «1 мин», синхронизированных метками шкалы времени UTC России с погрешностью не более ±10 мс. Контроль меток времени во всех компонентах ИК (счетчик, УСПД на ПС «Бузулукская» и ПС «Сорочинская») осуществляется каждые 30минут. Корректировка времени УСПД «ЭКОМ-3000» выполняется при расхождении времени часов УСПД и УССВ на ±2 с. Коррекция времени в счетчиках производится при расхождении времени внутренних таймеров счетчиков и УСПД на ±2с, но не чаще чем раз в сутки.
Часы сервера опроса Hewlett Packard ProLiant ML 350G3 и сервера базы данных (БД) Hewlett Packard ProLiant DL380 периодически (1 раз в 1 с) синхронизирует свое системное время со временем в РСТВ-01-01, вне зависимости от наличия расхождения.
Сличение времени между часами сервера базы данных (БД) Hewlett Packard ProLiant DL380 и часами УСПД Шлюз Е-422.GSM производится во время каждого сеанса связи. В программном обеспечении установлена настройка по умолчанию порога срабатывания синхронизации времени устройством Шлюз Е-422.GSM от сервера АИИС ±2с. Связь УСПД Шлюз Е-422.GSM с сервером АИИС КУЭ осуществляется по GSM-каналу.
Устройство Шлюз Е-422.GSM во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 мин) сличает время в счетчиках электроэнергии. В программном обеспечении установлена настройка по умолчанию порога срабатывания синхронизации времени счетчиков от устройства Шлюз Е-422.GSM ±2 с. При обнаружении расхождения больше ±2 секунд внутреннего времени в счетчике электроэнергии от времени в устройстве Шлюз Е-422.GSM производится коррекция времени часов счетчика.
Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ для ИК №1-6 использовано аппаратно - программный комплекс (АПК) для автоматизации учета энергоресурсов «ТЕЛЕСКОП», включающий в себя сервер базы данных (СБД), программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+».
Программные средства СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Телескоп+» версия 4.04, ПО СОЕВ.
Для ИК №7-14 используется программно-технический комплекс ПТК «ЭНЕРГОСФЕРА», включающий в себя сервер опроса (СО), программное обеспечение (ПО) ПК «ЭНЕРГОСФЕРА».
Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения «ТЕЛЕСКОП+» версия 4.0.4 приведены в Таблице 1.
Таблица 1
| Идентификационные данные (признаки) | Значения | | 1.Наименование ПО | Сервер сбора данных | | Идентификационное наименование ПО | Server_MZ4.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.1.1 | | Цифровой идентификатор ПО | f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c | | 2.Наименование ПО | Пульт диспетчера | | Идентификационное наименование ПО | PD_MZ4.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.1.1 | | Цифровой идентификатор ПО | 2b63c8c01bcd61c4f5b15e097f1ada2f | | 3.Наименование ПО | АРМ Энергетика | | Идентификационное наименование ПО | ASCUE_MZ4.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.1.1 | | Цифровой идентификатор ПО | cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | md5 |
Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения ПК «ЭНЕРГОСФЕРА» приведены в Таблице 2.
Таблица 2
| Идентификационные данные (признаки) | Значения | | | | 1.Наименование ПО | Сервер опроса | | Идентификационное наименование ПО | PSO.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.3.86.925 | | Цифровой идентификатор ПО | d5618e5e06be65a60cccaeae26c3bac5 | | 2.Наименование ПО | Экспорт-импорт | | Идентификационное наименование ПО | expimp.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.3.86.925 | | Цифровой идентификатор ПО | 6febe2989c362c9ea0903ca877b6cd4e | | 3.Наименование ПО | АРМ-Энергосфера | | Идентификационное наименование ПО | ControlAge.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.3.86.925 | | Цифровой идентификатор ПО | cbe39e15b6e3dce68a149e813548f5fb | | 4.Наименование ПО | Консоль администратора | | Идентификационное наименование ПО | AdCenter.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.3.86.925 | | Цифровой идентификатор ПО | e3968e3294bbb13476e38e30fbf236b9 | | 5.Наименование ПО | Редактор расчетных схем | | Идентификационное наименование ПО | AdmTool.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.3.86.925 | | Цифровой идентификатор ПО | 4eb19744c89a322ddda507f46028bdf9 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | md5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014– высокий.
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию.
На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов, и напряжений считанных из измерительных каналов счётчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность). Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа - паролем и фиксацией изменений в журнале событий.
Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты ( разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа паролем и опломбированием УСПД .
Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений.
|
| Метрологические и технические характеристики |
Перечень компонентов, входящих в измерительный канал АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений представлен в таблице 3
Таблица 3
| Номер точки измерений и наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 1 | ПС 35/10кВ "Промбаза", РУ-10кВ, 1СШ-10кВ, яч. 12 | ТЛМ-10-2 200/5, КТ 0,5
№ 4099
№ 8675 | НАМИТ-10
10000/100, КТ 0,5
№ 2434 | EA05RL-P1BN-4
КТ 0,5S/1,0
№01081648 | Шлюз Е-422GSM, №110514 | Активная, Реактивная
/Реактивная | ±1,3
±2,1 | ±3,0
±5,0 | | 2 | ПС 35/10кВ "Промбаза", РУ-10кВ, 1СШ-10кВ, яч. 16 | ТЛМ-10-2 400/5, КТ 0,5
№ 2840
№ 2866 | НАМИТ-10
10000/100, КТ 0,5
№ 2434 | EA05RL-P1BN-3
КТ 0,5S/1,0
№ 01081684 | Шлюз Е-422GSM, №110514 | | 3 | ПС 35/10кВ "Промбаза",РУ-10кВ, 1СШ-10кВ, яч. 10 | ТЛМ-10-2 200/5, КТ 0,5
№ 3945
№ 4093 | | 4 | ПС 35/10кВ "Промбаза",РУ-10кВ, 2СШ-10кВ, яч. 5 | ТЛМ-10-2
200/5, КТ 0,5
№ 4091
№ 1375 | НАМИ-10
10000/100,КТ 0,2
№ 6029 | EA05RL-P1BN-3
КТ 0,5S/1,0
№01081689 | | 5 | ПС 110/35/10кВ "Пономарёвка",
ОМВ-35кВ | ТФЗМ 35А-У1300/5,КТ 0,5
№ 55574
№ 55587 | ЗНОМ-35-65У1
35000/100,КТ 0,5
№ 1338989
№1449734
№1449727 | СЭТ-4ТМ.03.01
КТ 0,5S/1,0
№0111080492 | Шлюз Е-422GSM,
№110516 | | 6 | ПС 110/35/6кВ "Савельевская", ТСН-2 ввод 0,4 кВ | Т-0,66 У3
300/5,КТ0,5
№ 037805
№ 037810
№ 038116 | - | СЭТ-4ТМ.03.09
КТ 0,5S/1,0
№011081046 | Шлюз Е-422 GSM,№110509 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 7 | ПС 220/110/35/10/6кВ "Бузулукская", ВЛ-110кВ Бузулукская-Ростоши | ТФНД-110М
300/5, КТ 0,5
№8769
ТФЗМ-110Б IV
300/5, КТ 0,5
№13949
ТФНД-110М
300/5, КТ 0,5
№8763 | НКФ-110-57
10000/100, КТ 1,0
№ 913332
№902272
№902244 | СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0
№ 0805090405 | ЭКОМ-3000,№8082219 | Активная ,Реактивная | ±1,9
±2,7 | ±3,3
±5,3 | | 8 | ПС 220/110/35/10/6кВ "Бузулукская", ОВМ-110кВ | ТФНД-110М
600/5, КТ 0,5
№15164
ТФЗМ-110Б- I
600/5, КТ 0,2S
№62633
ТФНД-110М
600/5, КТ 0,5
№15193 | НКФ-110-57
110000/100,КТ1,0
№ 902208
НКФ-110-83
110000/100,КТ0,5
№ 58068
НКФ-110-57
110000/100,КТ1,0
№ 902241 | СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0
№ 0805090389 | ЭКОМ-3000,№8082219 | | 9 | ПС 220/110/35/10кВ "Сорочинская", ВЛ-110 кВ "Сорочинская - Никольская-1ц" | ТФЗМ-110Б- I 600/5,КТ 0,5
№47315
№ 47363
№47361 | НКФ-110-57
110000/100,КТ1,0
№913384
№ 902165
№902253 | EPQS 111.21.18LL
КТ 0,2S/0,5
№ 587540 | ЭКОМ-3000,№8082209 | | 10 | ПС 220/110/35/10/кВ "Сорочинская", ВЛ-110 кВ "Сорочинская-Ростоши" | ТФЗМ-110Б-1
600/5, КТ 0,5
№ 43341
№ 44249
№ 44274 | | 11 | ПС 220/110/35/10/кВ "Сорочинская", ОВМ-110 кВ | ТФНД-110М600/5, КТ 0,5
№ 15169
№ 15184
№14905 | НКФ-110-II У1
110000/100,КТ0,5
№4687
№ 4685
№4688 | EPQS 111.21.18LL
КТ 0,2S/0,5
№ 578063 | | 12 | ПС 220/110/35/10/кВ "Сорочинская",
ВЛ-110кВ "Сорочинская-Никольская-2ц" | ТФЗМ-110Б-1
300/5, КТ 0,5
№ 217
№229
№ 224 | НКФ-110-II У1
110000/100,КТ0,5
№4687
№ 4685
№4688 | EPQS 111.21.18LL
КТ 0,2S/0,5
№577557 | ЭКОМ-3000,№8082209 | | 13 | ПС 220/110/35/10/кВ "Сорочинская",
ВЛ-35кВ "Сорочинская-Промбаза №1" | ТФНД-35М
300/5, КТ 0,5
№ 12324
№ 12987
№12296 | ЗНОМ-35-65
35000/100,КТ 0,5
№2133377
№ 1258930
№1239407 | EPQS 111.21.18LL
КТ 0,2S/0,5
№ 587617 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 14 | ПС 220/110/35/10/кВ "Сорочинская",
ВЛ-35кВ "Сорочинская-Промбаза №2 " | ТФЗМ-35Б-1
200/5, КТ 0,5
№30428
№30386
№30414 | ЗНОМ-35-54
35000/100, КТ 0,5
№849495
№943392
№943384 | EPQS 111.21.18LL
КТ 0,2S/0,5
№ 587553 | ЭКОМ-3000,№8082209 | А
Р | 1,2
1,9 | 2,9 4,4 |
Примечание к таблице 3.
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 ( 1,02) UНОМ, ток (0,05 ( 1,2) IНОМ, cos( = 0,9 инд.; температура окружающей среды (20 ( 5) (С.
4. Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,9 ( 1,1) UНОМ , ток (0,05 ( 1,2) IНОМ , cos( от 0,5 инд до 0,8 емк;
допускаемая температура окружающей среды для:
измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 °С до + 50 °С, для счетчиков СЭТ-4ТМ.03.01, СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03.09 от минус 40 °С до +60 °С; для счетчиков EA05RALX-P4BF-3, EA05RL-P1BN-3, EA05RL-P1BN-4 от минус 40 °С до +70 °С; EPQS 111.21.18LL от минус 40 °С до + 60 °С; для УСПД ЭКОМ-3000 от 0°С до плюс 50°С, шлюз E-422 GSM от минус 40 °С до +60 °С; для сервера от +10 °С до + 30 °С;
5.Погрешность в рабочих условиях указана для I = 0,05 Iном, cos φ = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +15°С до +35°С);
6. Технические параметры и метрологические характеристики трансформаторов тока отвечают требованиям ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения - ГОСТ 1983-2001, счетчиков электрической энергии – ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в указанном стандарте класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S для ГОСТ 31819.22-2012.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
Доверительные границы погрешности результата измерений активной (реактивной)
электроэнергии в рабочих условиях АИИС КУЭ представлены в таблице 4.
Таблица 4
| № ИК | Значе-
ние cosφ | Предел допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ), ± (%) | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 1,2,3,5 | 0,5 | ±5,5 | ±3,3 | ±3,1 | ±2,6 | ±2,3 | ±2,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 4 | 0,5 | ±5,4 | ±3,3 | ±2,9 | ±2,5 | ±2,1 | ±2,4 | | 6 | 0,5 | ±5,4 | ±3,3 | ±2,8 | ±2,5 | ±2,0 | ±2,3 | | 7,8 | 0,5 | ±6,0 | ±3,6 | ±3,8 | ±2,9 | ±3,2 | ±2,8 | | 9,10 | 0,5 | ±5,9 | ±2,9 | ±3,7 | ±2,0 | ±3,1 | ±1,8 | | 11,12,13,14 | 0,5 | ±5,4 | ±2,6 | ±2,9 | ±1,6 | ±2,2 | ±1,3 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
(электросчётчик СЭТ-4ТМ.03:
-среднее время наработки на отказ Т = 90000 ч,
- среднее время восстановления работоспособности – не более 2 ч;
(электросчётчик EPQS 111.21.18LL
-среднее время наработки на отказ Т = 70000 ч,
- среднее время восстановления работоспособности – не более 2 ч;
(электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М
- среднее время наработки на отказ Т = 140000 ч,
- среднее время восстановления работоспособности – не более 2 ч;
(электросчётчик ЕвроАльфа
- среднее время наработки на отказ Т = 50000 ч,
- среднее время восстановления работоспособности – не более 2 ч;
(устройство Шлюз Е-422
- среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч,
-среднее время восстановления работоспособности - 2 ч;
(УСПД (ЭКОМ- 3000)
- среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =75000 ч,
- время восстановления работоспособности не более tв = 2 ч;
(радиосервер точного времени РСТВ-01-01
- среднее время наработки на отказ не менее 55000 ч;
( радиочасы РЧ -011
- среднее время наработки на отказ не менее 55000 ч;
(сервер
- среднее время восстановления работоспособности -1ч,
- среднее время наработки на отказ не менее 75000 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания с помощью устройства АВР;
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
-УСПД;
- сервера;
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- установка пароля на счётчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер;
Глубина хранения информации:
-электросчетчики СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М, ЕвроАльфа, EPQS111.21.18LL – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;
-устройство Шлюз Е-422, УСПД (ЭКОМ-3000) суточные данные о потреблении электроэнергии по каждому каналу учета за сутки – не менее 45 суток; сохранение информации при отключении питания – не менее 10 лет;
-сервер БД – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – за весь срок эксплуатации системы. |
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» на объектах ОАО «Оренбургнефть» (3 очередь) приведена в таблице 5.
Таблица 5.
| Наименование компонента системы | Кол-во (шт.) | | Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М.01 , КТ 0,5S/1,0 | 3 | | Счетчик электрической энергии EPQS 111.21.18LL, КТ 0,2S/0,5 | 6 | | Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03.09 , КТ 0,5S/1,0 | 1 | | Счетчик электрической энергии EA05RL-P1BN-4, КТ 0,5S/1,0 | 1 | | Счетчик электрической энергии EA05RL-P1BN-3, КТ 0,5S/1,0
| 2 | | Счетчик электрической энергии EA05RАLХ-P4BF-3, КТ 0,5S/1,0 | 1 | | Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-I , КТ 0,2S | 1 | | Трансформатор тока ТЛМ-10-2, КТ 0,5 | 8 | | Трансформатор тока ТФЗМ 35А-У1 ,КТ 0,5 | 2 | | Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-I,КТ 0,5 | 10 | | Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-IV, КТ 0,5 | 1 | | Трансформатор тока ТФНД-110М, КТ 0,5 | 7 | | Трансформатор тока ТФНД-35М, КТ 0,5 | 3 | | Трансформатор тока ТФЗМ-35Б-I , КТ 0,5 | 3 | | Трансформатор тока Т-0,66УЗ, КТ 0,5 | 3 | | Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65У1, КТ 0,5 | 3 | | Трансформатор напряжения НАМИТ-10, КТ 0,5
| 1 | | Трансформатор напряжения НАМИ-10, КТ 0,2 | 1 | | Трансформатор напряжения НКФ-110-57, КТ 1,0 | 8 | | Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65, КТ 0,5 | 3 | | Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-54, КТ 0,5 | 3 | | Трансформатор напряжения НКФ-110-II У1 , КТ 0,5 | 3 | | Трансформатор напряжения НКФ-110-83, КТ 0,5 | 1 | | УСПД Шлюз Е-422 GSM | 3 | | УСПД ЭКОМ-3000 | 2 | | Радиосервер точного времени РСТВ-01-01 | 1 | | Радиочасы РЧ-011 | 2 | | Сервер базы данных (БД) Hewlett Packard ProLiant DL380 (ПО «Телескоп+») | 1 | | Сервер опроса Hewlett Pack-ard ProLiant ML 350G3 DL380 (ПО ПК"Энергосфера") | 1 | | АРМ (автоматизированное рабочее место) | 1 |
|
| Поверка | осуществляется в соответствии с документом МП 4222-2014АС003-5040099482-2014"Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ЗАО «ЕЭСнК» на объектах ОАО «Оренбургнефть» (3 очередь). Методика поверки ", утвержденная ФБУ «Самарский ЦСМ» 15 октября 2014г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2011;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
-электросчетчики СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1;
-электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой ИЛГШ.411152.145 РЭ1;
-электросчетчики ЕвроАльфа в соответствии с методикой поверки «Многофункциональный счетчик электрической энергии ЕвроАльфа. Методика поверки»;
- электросчетчики EPQS в соответствии с методикой поверки РМ 1039597-26:2002 «Счётчик электрической энергии многофункциональный EPQS», утвержденной Государственной службой метрологии Литовской Республики;
- Шлюз Е-422– в соответствии с методикой поверки АВБЛ.468212.036 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;
-ЭКОМ-3000 – в соответствии с методикой поверки МП.26-262-99, утвержденной УНИИМ в 1999г.;
-радиосервер точного времени РСТВ-01-01 – в соответствии с разделом 5 Руководства по эксплуатации «ПЮЯИ.468212.039РЭ», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.
-радиочасы РЧ-011 - соответствии с разделом «Методика поверки» руководства по эксплуатации ИТЦА.468731.001РЭ, согласованным ФГУП «ВНИИФТРИ» 28.05.2007 г.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ЗАО «ЕЭСнК» на объектах ОАО «Оренбургнефть» (3 очередь)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия..
ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
Технорабочий проект. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО «ЕЭСнК» на объектах ОАО «Оренбургнефть» (Третья очередь). ЦПА.424340.01-ОРН.
ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S.
ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (IЕС 62053-23:2003, MOD)
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
-осуществление торговли.
|
| Заявитель |
ЗАО «Центр промышленной автоматизации»
Юридический адрес: 107023, г. Москва, ул. Электрозаводская, д. 21, корп. 41, офис 28
Тел. (495) 967-96-10
|
| Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Самарский центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»).
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30017-13 от 21.10.2013 г.
| |
