Номер по Госреестру СИ: 65423-16
65423-16 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части АО "Черномортранснефть" по НПС "Прогресс"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по НПС «Прогресс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» |
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
Не ниже 7.1 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Другие идентификационные данные (если имеются) |
pso metr.dll, версия 1.1.1.1 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3-4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по НПС «Прогресс» типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМетод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по НПС «Прогресс» (АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по НПС «Прогресс»), аттестованной АО ГК «Системы и Технологии», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по НПС «Прогресс»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 206.1-029-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по НПС «Прогресс». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в августе 2016 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато
ры тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ .03М - по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в мае 2012 г.;
- счетчиков СЕ 303 - по документу ИНЕС.411152.081 «Счетчик активной
и реактивной электрической энергии трехфазные СЕ 303. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в августе 2010 г.;
- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70.
Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 г.;
- УСВ-2 - по документу ВЛСТ 237.00.001 И 1 «Устройство синхронизации времени
УСВ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени / серверы синхронизации
времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-80 МП, утвержденному ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS) (Рег. № 27008-04);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы
с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры
от минус 20 °С до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 % до 100 %, дискретность 0,1 %;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений
магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Изготовитель
Акционерное общество Группа Компаний «Системы и Технологии»
(АО ГК «Системы и Технологии»)
ИНН 3327304235
Адрес: 600026, г. Владимир, ул. Лакина, д. 8
Тел.: (4922) 33-67-66; Факс: (4922) 42-45-02
E-mail: st@sicon.ru
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел/факс: (495)437-55-77 / 437 56 66
E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.21-2012 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерений реактивной электроэнергии, 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-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-2.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Первичные фазные 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации -участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Рег. № 54083-13).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г, входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК.
Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем обеспечивается подключенным к нему устройством синхронизации времени УСВ-2. Сличение часов УСПД с УСВ-2 производится 1 раз в 30 минут, коррекция часов УСПД с временем УСВ-2 проводится независимо от величины расхождения времени.
Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.
Погрешность хода часов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журнал событий счетчика электроэнергии отражает время и дату коррекции времени и фиксирует время до и после коррекции, а также величину коррекции времени, на которую было скорректировано устройство. Журналы событий УСПД и сервер БД отражают время и дату коррекции времени и фиксирует время до коррекции, а также величину коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
1 |
2 |
3 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
25433-11 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
47583-11 |
6 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
2 |
Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные |
СЕ 303 |
33446-08 |
1 |
Окончание таблицы 5
1 |
2 |
3 |
4 |
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
28822-05 |
1 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
41681-10 |
1 |
Серверы синхронизации времени |
ССВ-1Г |
39485-08 |
2 |
Сервер с программным обеспечением |
ПК «Энергосфера» |
- |
1 |
Методика поверки |
МП 206.1-029-2016 |
- |
1 |
Формуляр |
ВЛСТ 1117.00.000 ФО |
- |
1 |
Руководство по эксплуатации |
- |
- |
1 |
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-2.
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Первичные фазные 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации -участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Рег. № 54083-13).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г, входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК.
Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем обеспечивается подключенным к нему устройством синхронизации времени УСВ-2. Сличение часов УСПД с УСВ-2 производится 1 раз в 30 минут, коррекция часов УСПД с временем УСВ-2 проводится независимо от величины расхождения времени.
Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.
Погрешность хода часов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журнал событий счетчика электроэнергии отражает время и дату коррекции времени и фиксирует время до и после коррекции, а также величину коррекции времени, на которую было скорректировано устройство. Журналы событий УСПД и сервер БД отражают время и дату коррекции времени и фиксирует время до коррекции, а также величину коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» |
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
Не ниже 7.1 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Другие идентификационные данные (если имеются) |
pso metr.dll, версия 1.1.1.1 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3-4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Сервер | |||
1 |
НПС «Прогресс» 10/0,4 кВ, ПКУ-10 кВ ф. «ПГ-3» |
ТЛО-10 30/5 Кл.т. 0,2S |
ЗНОЛП-ЭК-10 10000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
HP Proliant BL 460с G6, HP Proliant BL 460c Gen8 |
активная реактивная | |
2 |
НПС «Прогресс» 10/0,4 кВ, ПКУ-10 кВ ф. «ПГ-4» |
ТЛО-10 30/5 Кл.т. 0,2S |
ЗНОЛП-ЭК-10 10000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 |
активная реактивная | |
3 |
НПС «Прогресс» 10/0,4 кВ, ЩСУ-0,4 кВ арт. скважина |
- |
- |
СЕ 303 Кл.т. 1,0/1,0 |
активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±6), % |
Границ ситель измере ловиях ответств сти |
ы интервала отно-ой погрешности ий в рабочих ус-эксплуатации, со-ующие вероятно- Р=0,95 (±6), % | |||||
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
1; 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5 S) |
1н1<11<1,21н1 |
1,0 |
1,1 |
1,6 |
1,8 |
1,9 |
2,4 |
0,21н1<11<1н1 |
1,0 |
1,1 |
1,6 |
1,8 |
1,9 |
2,4 | |
0,051н1<11<0,21н1 |
1,0 |
1,1 |
1,7 |
1,8 |
2,0 |
2,5 | |
0,021н1<11<0,051н1 |
1,6 |
1,7 |
2,5 |
2,5 |
2,6 |
3,1 | |
3 (Сч 1,0) |
0,21н1<11<1макс |
1,2 |
1,2 |
1,2 |
3,1 |
3,2 |
3,5 |
0,11н1<11<0,21н1 |
1,3 |
1,4 |
1,7 |
3,4 |
3,4 |
3,7 | |
0,051н1<11<0,11н1 |
1,7 |
1,7 |
1,7 |
3,7 |
3,7 |
3,7 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±6), % |
Границ ситель измере ловиях ответств сти ' |
ы интервала отно-ой погрешности ий в рабочих ус-эксплуатации, со-ующие вероятно- Р=0,95 (±6), % | |||||
cos j = 0,9 |
cos j = 0,8 |
cos j = 0,5 |
cos j = 0,9 |
cos j = 0,8 |
cos j = 0,5 | ||
1; 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 1,0) |
[^<^<1,21^ |
2,0 |
1,6 |
1,4 |
4,2 |
3,8 |
3,5 |
0,21н1<11<1н1 |
2,0 |
1,6 |
1,4 |
4,2 |
3,8 |
3,5 | |
0,051н1<11<0,21н1 |
2,1 |
1,7 |
1,4 |
4,2 |
3,9 |
3,6 | |
0,021н1<11<0,051н1 |
3,1 |
2,5 |
2,1 |
4,8 |
4,4 |
4,1 | |
3 (Сч 1,0) |
1н1<11<1,21н1 |
1,2 |
1,2 |
1,2 |
3,8 |
3,7 |
3,5 |
0,21н1<11<1н1 |
1,8 |
1,6 |
1,3 |
4,1 |
3,9 |
3,7 | |
0,051н1<11<0,21н1 |
1,8 |
1,7 |
1,7 |
4,1 |
3,9 |
3,9 |
Примечания:
-
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
-
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
-
3 Нормальные условия эксплуатации:
-
- параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) ином; диапазон силы тока
(0,02 (0,05) - 1,2) 1ном, частота (50±0,15) Гц; коэффициент мощности cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;
-
- температура окружающей среды:
-
- для ТТ и ТН от минус 45 до плюс 40 °С;
-
- для счетчиков от плюс 21 до плюс 25 °С;
-
- для УСПД от плюс 15 до плюс 25 °С;
-
- для ИВК от плюс 10 до плюс 30 °С;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
-
4 Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
-
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1) Uhi; диапазон силы первичного тока (0,02-1,2) Ihi; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5-1,0 (0,87-0,5); частота (50±0,4) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °C.
-
- для счетчиков электроэнергии:
-
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,8-1,2) Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,02-1,2) Ih2; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5-1,0 (0,87-0,5); частота (50±2,5) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °C;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
-
5 Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 5 до плюс 24 °С.
-
6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на АО «Черномортранс-нефть» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- электросчётчик СЕ 303 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 220 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т= 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т= 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- ССВ-1 Г - среднее время наработки на отказ не менее Т= 15 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- сервер HP Proliant BL 460c Gen8, HP Proliant BL 460c G6 - среднее время наработки на отказ не менее Т(,6 = 261163 ч, Тоеп8 =264599 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД, сервера 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 счётчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике;
-
- журнал УСПД:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
-
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
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, параметри-
ровании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках ( функция автоматизирована);
- УСПД ( функция автоматизирована);
- сервере ( функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений ( функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин ( функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
не менее 60 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по
каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -
не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).