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

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Оренбургнефть" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 72049-18 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 002. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ПАО "Оренбургнефть", г.Бузулук.

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) ПАО "Оренбургнефть" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
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) ПАО "Оренбургнефть" 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
72049-18
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Оренбургнефть"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительПАО "Оренбургнефть", г.Бузулук
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 002
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Оренбургнефть» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений. АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни: 1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. 2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру. 3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «ТЕЛЕСКОП+», радиосервер точного времени, автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации. Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Для ИК № 3 цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи поступает на GSM-модем, далее по каналу связи стандарта GSM – на сервер. Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется накопление, хранение и передача полученных данных на сервер по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. На сервере осуществляется обработка полученных данных, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера информация в виде xml-макетов установленных форматов передается в АРМ энергосбытовой организации АО «ЕЭСнК» по каналу связи сети Internet. Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт·ч и соотнесены с единым календарным временем. Передача информации от АРМ энергосбытовой организации АО «ЕЭСнК» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности. АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, радиосервер точного времени РСТВ-01-01, синхронизирующий часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника. Сравнение часов сервера с РСТВ-01-01 осуществляется ежесекундно, корректировка часов сервера от РСТВ-01-01 производится независимо от величины расхождения. Сравнение часов сервера с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи (1 раз в 30 мин), корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину более ±2 с. Сравнение часов счетчиков с часами сервера (для ИК № 3) или с часами соответствующего УСПД (для остальных ИК) осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 мин). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера (для ИК № 3) на величину более ±2 с. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов соответствующего УСПД (для остальных ИК) на величину более ±2 с. Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+» версии 4.0.4. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «ТЕЛЕСКОП+». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Таблица 1 – Идентификационные данные ПО «ТЕЛЕСКОП+»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОServer_MZ4.dllPD_MZ4.dllASCUE_MZ4.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 1.0.1.1
Цифровой идентификатор ПОf851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c2b63c8c01bcd61c4f5b15e097f1ada2fcda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5
Метрологические и технические характеристикиТаблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИКНаименование точки измеренийИзмерительные компонентыСерверВид электрической энергииМетрологические характеристики ИК
1234567891011
1ПС 110 кВ Савельевская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Бузулукская – Савельевская № 3TG 145N Кл.т. 0,2S 1200/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; СЗНГА-6-110II*-ХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/√3/ 100/√3 Рег. № 60290-15 Фазы: А; В; ССЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12E-422.GSM Рег. № 46553-11РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12HP ProLiant ML350Активная Реактивная0,6 1,11,5 2,5
2ПС 110 кВ Савельевская, ОРУ-110 кВ, ОМВ 110 кВTG 145N Кл.т. 0,2S 1200/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; СЗНГА-6-110II*-ХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/√3/ 100/√3 Рег. № 60290-15 Фазы: А; В; ССЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12E-422.GSM Рег. № 46553-11РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12HP ProLiant ML350Активная Реактивная0,6 1,11,5 2,5
Продолжение таблицы 2
1234567891011
3ПС 110 кВ Алексеевка, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Герасимовская от ПС 110/35/10 кВ АлексеевкаТФЗМ-110Б Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-88 Фазы: А; В; СНКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/√3/100/√3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; ССЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12⸺РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12HP ProLiant ML350Активная Реактивная1,3 2,53,3 5,7
4ПС 110 кВ Ленинская, ОРУ-35 кВ, ввод 35 кВ Т-2ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; СЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/√3/100/√3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; ССЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17E-422.GSM Рег. № 46553-11
5ПС 110 кВ Ленинская, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 2АВК 10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 47171-11 Фазы: А; СНАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВССЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17E-422.GSM Рег. № 46553-11
6ПС 110 кВ Ленинская, ввод 0,4 кВ ТСН-2ТТИ-А Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С⸺ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16E-422.GSM Рег. № 46553-11
7ПС 110 кВ Ленинская, ОРУ-35 кВ, ввод 35 кВ Т-1ТОЛ-СЭЩ-35-IV Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 47124-11 Фазы: А; СЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/√3/100/√3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; ССЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17E-422.GSM Рег. № 46553-11
8ПС 110 кВ Ленинская, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 6ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; СНТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВССЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17E-422.GSM Рег. № 46553-11
9ПС 110 кВ Ленинская, ввод 0,4 кВ ТСН-1ТТИ-А Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; С⸺ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16E-422.GSM Рег. № 46553-11
10ПС 110 кВ Ленинская, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 4, Л 10 кВ Лн-1АВК 10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 47171-11 Фазы: А; СНАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВССЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17E-422.GSM Рег. № 46553-11
11ПС 110 кВ Ленинская, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 6, Л 10 кВ Лн-2АВК 10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 47171-11 Фазы: А; СНАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВССЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17E-422.GSM Рег. № 46553-11РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12HP ProLiant ML350Активная Реактивная1,1 2,23,2 5,6
12ПС 110 кВ Ленинская, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 8, Л 10 кВ Лн-3АВК 10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 47171-11 Фазы: А; СНАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВССЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17E-422.GSM Рег. № 46553-11
13ПС 35 кВ Моргуновская, ОРУ-35 кВ, отпайка ВЛ 35 кВ Курманаевская – ЛабазинскаяGIF40.5 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № Рег. № 30368-10 Фазы: А; В; СНАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВС НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-09 Фазы: АВССЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08E-422.GSM Рег. № 46553-11
14ПС 110 кВ Савельевская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Бузулукская – Савельевская 1 цепь с отпайкамиTG 145N Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С ЗНГА-6-110II*-ХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/√3/ 100/√3 Рег. № 60290-15 Фазы: А; В; ССЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12E-422.GSM Рег. № 46553-11РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12HP ProLiant ML350Активная Реактивная0,6 1,11,5 2,5
15ПС 110 кВ Савельевская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Бузулукская – Савельевская 2 цепь с отпайкамиTG 145N Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; СЗНГА-6-110II*-ХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/√3/ 100/√3 Рег. № 60290-15 Фазы: А; В; ССЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12E-422.GSM Рег. № 46553-11
16ПС 110 кВ Ново-Медведкинская, ОРУ-110 кВ, отпайка ВЛ 110 кВ Бузулукская – Сорочинская с отпайками 1 цепьТФЗМ-110Б Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2793-88 Фазы: А; В; СНАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/√3/100/√3 Рег. № 24218-03 Фазы: А; В; ССЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04E-422.GSM Рег. № 46553-11
17ПС 110 кВ Ново-Медведкинская, ОРУ-110 кВ, отпайка ВЛ 110 кВ Бузулукская – Сорочинская с отпайками 2 цепьТФЗМ-110Б Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2793-88 Фазы: А; В; СНАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/√3/100/√3 Рег. № 24218-03 Фазы: А; В; ССЭТ-4ТМ.02.2.13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01E-422.GSM Рег. № 46553-11РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12HP ProLiant ML350Активная Реактивная1,1 2,03,2 4,5
18ПС 35 кВ Долговская, ОРУ-35 кВ, отпайка ВЛ 35 кВ Курманаевская – РомашкинскаяТФН-35М Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; СЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/√3/100/√3 Рег. № 912-70 Фазы: А; В; ССЭТ-4ТМ.02.2.13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01E-422.GSM Рег. № 46553-11
19ПС 35 кВ Западная, РУ-10 кВ, ввод 10 кВ Т-1ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 7069-02 Фазы: А; СНАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВССЭТ-4ТМ.02.2.14 Кл.т. 0,5/1,0 Рег. № 20175-01E-422.GSM Рег. № 46553-11
20ПС 35 кВ Западная, ввод 0,4 кВ ТСН-1⸺⸺ПСЧ-4ТМ.05МД.25 Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 51593-12E-422.GSM Рег. № 46553-11
21ПС 35 кВ КС-2, РУ-10 кВ, ввод 10 кВ Т-1ТЛК10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 42683-09 Фазы: А; В; СНАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВССЭТ-4ТМ.02.2.14 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01E-422.GSM Рег. № 46553-11РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12HP ProLiant ML350Активная Реактивная1,3 2,53,3 5,3
22ПС 35 кВ КС-2, ввод 0,4 кВ ТСН-1Т-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 22656-07 Фазы: А; В; С⸺СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08E-422.GSM Рег. № 46553-11
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.
Примечания: В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин. Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 1, 2, 13-15 указана для тока 2 % от Iном, для остальных ИК указана для тока 5 % от Iном, cos( = 0,8инд. ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31819.21-2012 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012 и ГОСТ 26035-83. Но ввиду отсутствия в ГОСТ Р 52425-2005 класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии счетчиков класса точности 0,5 устанавливаются равными пределам соответствующих погрешностей счетчиков активной энергии класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД и РСТВ-01-01 на аналогичные утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристикиЗначение
12
Количество ИК22
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Uном ток, % от Iном для ИК №№ 1, 2, 13-15 для остальных ИК коэффициент мощности cosφ частота, Гц температура окружающей среды, °Сот 95 до 105 от 1 до 120 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от Uном ток, % от Iном для ИК №№ 1, 2, 13-15 для остальных ИК коэффициент мощности cosφ частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °Сот 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +15 до +40 от +15 до +25 от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч, для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МК, ПСЧ-4ТМ.05МД, СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч, для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02М: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч, для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч, для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч, для УСПД: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для РСТВ-01-01: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч90000 2 165000 2 220000 2 55000 2 140000 2 55000 24 55000 1
Продолжение таблицы 3
12
для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч100000 1
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее113 5 45 5 3,5
Надежность системных решений: защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания; резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи. В журналах событий фиксируются факты: журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике. журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком. Защищенность применяемых компонентов: механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии; промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки; УСПД; сервера. защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании: счетчика электрической энергии; УСПД; сервера. Возможность коррекции времени в: счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована). Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений; о результатах измерений (функция автоматизирована). Цикличность: измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
КомплектностьВ комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4. Таблица 4 – Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеОбозначениеКоличество, шт./экз.
123
Трансформаторы токаTG 145N12
Трансформаторы токаТФЗМ-35А-У12
Трансформаторы токаАВК 108
Трансформаторы токаТОЛ-СЭЩ-35-IV2
Трансформаторы токаТЛМ-102
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВТТИ-А5
Трансформаторы токаGIF40.53
Трансформаторы тока климатического исполнения VI, ХЛ1ТФЗМ-110Б9
Трансформаторы токаТФН-35М2
Трансформаторы токаТОЛ 102
Трансформаторы токаТЛК103
Трансформаторы токаТ-0,663
Трансформаторы напряженияЗНГА-6-110II*-ХЛ19
Трансформаторы напряженияНКФ110-83У13
Трансформаторы напряженияНТМИ-6-661
Трансформаторы напряженияНАМИ-101
Трансформаторы напряженияНАМИ-35 УХЛ12
Трансформаторы напряженияНАМИ-110 УХЛ16
Трансформаторы напряженияЗНОМ-35-659
Трансформаторы напряженияНАМИТ-10-21
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.031
Счетчики электрической энергии многофункциональныеПСЧ-4ТМ.05МК2
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.02М7
Счетчики электрической энергии многофункциональныеПСЧ-4ТМ.05МД1
Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональныеСЭТ-4ТМ.024
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М7
КонтроллерE-422.GSM7
Радиосерверы точного времениРСТВ-011
СерверHP ProLiant ML3501
Продолжение таблицы 4
123
Методика поверкиМП ЭПР-085-20181
Паспорт-формулярОН.411711.002.ФО1
Поверкаосуществляется по документу МП ЭПР-085-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Оренбургнефть». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 15.06.2018 г. Основные средства поверки: средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ; радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11); термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22129-09); барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 5738-76); миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28134-04); прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 53602-13); вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22029-10). Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Оренбургнефть» ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ЗаявительПубличное акционерное общество «Оренбургнефть» (ПАО «Оренбургнефть») ИНН 5612002469 Адрес: 461040, Оренбургская обл., г. Бузулук, ул. Магистральная, д. 2 Телефон (факс): (35342) 7-48-40 Web-сайт: orenburgneft.rosneft.ru E-mail: orenburgneft@rosneft.ru
Испытательный центрОбщество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс» (ООО «ЭнергоПромРесурс») Адрес: 143444, Московская обл., Красногорский район, г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57 Телефон: (495) 380-37-61 E-mail: energopromresurs2016@gmail.com Аттестат аккредитации ООО «ЭнергоПромРесурс» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312047 от 26.01.2017 г.