Главная Госреестр СИ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Юганскнефтегаз" (5-я очередь)

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Юганскнефтегаз" (5-я очередь), 76967-19

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Юганскнефтегаз» (5-я очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Документы

Описание типа

Методика поверки

Карточка СИ

Номер в госреестре	76967-19
Наименование СИ	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Юганскнефтегаз" (5-я очередь)
Изготовитель	ООО "РН-Энерго", г.Красногорск
Год регистрации	2019
МПИ (интервал между поверками)	4 года
Описание типа	скачать
Методика поверки	скачать

Назначение

Описание

АИИС 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 сбора данных (сервер СД), сервер баз данных (сервер БД), программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+», радиосервер точного времени, каналообразующую аппаратуру, автоматизированное рабочее место (АРМ), 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на соответствующее УСПД, где осуществляется накопление и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Передача данных от УСПД на сервер СД осуществляется при помощи технических средств приема-передачи данных.

На сервере СД осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Также сервер СД может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде.

От сервера СД результаты измерений, а также информация о состоянии средств и объектов измерений передаются на сервер БД, на котором осуществляется хранение поступающей информации. Далее по запросам сервера СД происходит выборка данных на сервере БД для формирования xml-файлов установленных форматов, которые в автоматическом режиме передаются по электронной почте на АРМ ООО «РН-Энерго».

Передача информации от АРМ ООО «РН-Энерго» 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, состояний 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.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера СД, радиосервер точного времени РСТВ-01-01, синхронизирующий часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/ОРБ-приемника.

Сравнение показаний часов сервера СД с РСТВ-01-01 осуществляется непрерывно, корректировка часов сервера производится при расхождении на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера СД осуществляется 1 раз в 30 мин, корректировка часов УСПД производится при расхождении на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами соответствующего УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (не реже 1 раза в сутки). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±1 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера сбора данных отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+». 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 «ТЕЛЕС	КОП+»
Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Server MZ4.dll	ASCUE MZ4.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.0.1.1
Цифровой идентификатор ПО	f851b28a924da7cde6 a57eb2ba15af0c	cda718bc6d123b63a 8822ab86c2751ca
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	M	D5

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но мер ИК	Наименование точки измерений	Измерительные компоненты				Сервер/ Устройство синхронизации времени	Вид элек- триче- ской энер гии	Метрологические характеристики ИК
Но мер ИК	Наименование точки измерений	ТТ	ТН	Счетчик	УСПД	Сервер/ Устройство синхронизации времени	Вид элек- триче- ской энер гии	Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %	Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	ПС 110 кВ Приморская, РУ-110 кВ, В 110 кВ 1Т	TG145N Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С	СРВ 123 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 Фазы: А; В; С	A1802RALXQV-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11	TK16L Рег. № 36643-07	HP Proliant DL380 Gen 9 РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12	Актив ная Реак тивная	0,6 1,1	1.5 2.5
2	ПС 110 кВ Приморская, РУ-110 кВ, В 110 кВ 2Т	TG145N Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С	СРВ 123 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 Фазы: А; В; С	A1802RALXQV-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11	TK16L Рег. № 36643-07		Актив ная Реак тивная	0,6 1,1	1.5 2.5
3	ПС 110 кВ Лунная, ОРУ-35кВ, ВЛ 35 кВ КНС-12-1	ТФМ-35-II Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 17552-06 Фазы: А; С	НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС	АЖ-3^^29- T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 14555-02	Шлюз Е-422 Рег. № 36638-07		Актив ная Реак тивная	1,1 2,3	3.0 5.0
4	ПС 110 кВ Лунная, ОРУ-35кВ, ВЛ 35 кВ КНС-12-2	ТФН-35М Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С	НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС	АЖ-3^^29- T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 14555-02	Шлюз Е-422 Рег. № 36638-07		Актив ная Реак тивная	1,1 2,3	3,0 4,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
5	ПС 110 кВ Лунная, ОРУ-35кВ, ВЛ 35 кВ ЦПС-1	ТОЛ-35 III Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 47959-11 Фазы: А; С	НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС	MR-3-AL-C29- T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 14555-02	Шлюз Е-422 Рег. № 36638-07	HP Proliant DL380 Gen 9 РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12	Актив ная Реак тивная	1,1 2,3	3.0 5.0
6	ПС 110 кВ Лунная, ОРУ-35кВ, ВЛ 35 кВ ЦПС-2	GIF 40,5 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 30368-10 Фаза: А ТОЛ-35 III Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 21256-07 Фаза: С	НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС	MR-3-AL-C29- T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 14555-02	Шлюз Е-422 Рег. № 36638-07		Актив ная Реак тивная	1,1 2,3	3.0 5.0
7	ПС 110 кВ Островная, ОРУ-35кВ, СШ2, Яч.7, ВЛ-35 кВ Шмырин-ская-2	GIF 40,5 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 30368-10 Фазы: А; В ; С	GEF 40,5 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 30373-10 Фазы: А; В; С	A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06	TK16L.11 Рег. № 39562-13		Актив ная Реак тивная	1,1 2,3	3,0 4,6
8	ПС 110 кВ Островная, ОРУ-35кВ, СШ2, Яч.6, ВЛ-35 кВ Север-2	GIF 40,5 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 30368-10 Фазы: А; В ; С	GEF 40,5 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 30373-10 Фазы: А; В; С	A1802RALX-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11	TK16L.11 Рег. № 39562-13		Актив ная Реак тивная	1,1 2,3	3,0 4,7

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
9	ПС 110 кВ Островная, ОРУ-35кВ, СШ1, Яч.3, ВЛ-35 кВ Сургутская-1	GIF 40,5 Кл.т. 0,2S 300/5	GEF 40,5 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3	A1802RALX-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11	TK16L.11 Рег. №		Актив ная	0,9	1,6
		Рег. № 30368-10 Фазы: А; В; С	Рег. № 30373-10 Фазы: А; В; С	A1802RALX-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11	39562-13		Реак тивная	1,6	2,7
10	ПС 110 кВ Островная, ОРУ-35кВ, СШ2, Яч.8, ВЛ-35 кВ	GIF 40,5 Кл.т. 0,5 300/5	GEF 40,5 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3	A1802RALX-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11	TK16L.11 Рег. №		Актив ная	1,1	3,0
	ПС 110 кВ Островная, ОРУ-35кВ, СШ2, Яч.8, ВЛ-35 кВ	Рег. № 30368-10	Рег. № 30373-10		39562-13		Реак	2,3	4,7
	J A JVJJ Сургутская-2	Фазы: А; В; С	Фазы: А; В; С			HP Proliant DL380 Gen 9 РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12	тивная
11	ПС 110 кВ Фасаховская, ОРУ-110 кВ, В-110 кВ 1Т	TG145N Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С	СРВ 123 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 Фазы: А; В; С	A1802RALXQV-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11	TK16L Рег. № 36643-07		Актив ная Реак тивная	0,6 1,1	1.5 2.5
12	ПС 110 кВ Фасаховская, ОРУ-110 кВ, В-110 кВ 2Т	TG145N Кл.т. 0,2S 300/5	СРВ 123 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3	A1802RALXQV-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11	TK16L Рег. №		Актив ная	0,6	1,5
	ПС 110 кВ Фасаховская, ОРУ-110 кВ, В-110 кВ 2Т	Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С	Рег. № 47844-11 Фазы: А; В; С	A1802RALXQV-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11	36643-07		Реак тивная	1,1	2,5
	ПС 110 кВ
	Северный Салым, ЗРУ-	ТЛШ-10 Кл.т. 0,5	НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5	СЭТ-4ТМ.03М	Шлюз Е-422 Рег. № 36638-07		Актив ная	1,1	3,0
13	6кВ Северо-	2000/5	6000/100	Кл.т. 0,2S/0,5
	салымская,	Рег. № 6811-78	Рег. № 2611-70	Рег. № 36697-08			Реак	2,3	4,7
	СШ1 6 кВ,	Фазы: А; В; С	Фазы: АВС				тивная
	Ввод-6кВ	Фазы: А; В; С

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
14	ПС 110 кВ Северный Салым, ЗРУ-6кВ Северо-салымская, СТТТ2 6кВ, Ввод-6кВ	ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 6811-78 Фазы: А; В ; С	НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	Шлюз Е-422 Рег. № 36638-07	HP Proliant DL380 Gen 9 РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12	Актив ная Реак тивная	1,1 2,3	3,0 4,7
15	ПС 110 кВ Приразломная, ЗРУ 6 кВ ПГТЭС, СШ1 6кВ, Ввод-6кВ	ТЛТ 10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 11077-89 Фазы: А; С	НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС	A1802RALXQV-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06	TK16L Рег. № 36643-07		Актив ная Реак тивная	1,1 2,3	3,0 4,6
16	ПС 110 кВ Приразломная, ЗРУ 6 кВ ПГТЭС, СТТТ2 6кВ, Ввод-6кВ	ТЛТ 10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 11077-89 Фазы: А; С	НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС	A1802RALXQV-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06	TK16L Рег. № 36643-07		Актив ная Реак тивная	1,1 2,3	3,0 4,6
17	ПС 110 кВ Мамонтов-ская, РУ-110 кВ, В 110 кВ 1Т	TG145N Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С	СРВ 123 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 15853-06 Фазы: А; В; С	А1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11	TK16L.10 Рег. № 39562-13		Актив ная Реак тивная	1,1 2,3	3,0 4,7
18	ПС 110 кВ Мамонтов-ская, РУ-110 кВ, В 110 кВ 2Т	TG145N Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С	СРВ 123 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 15853-06 Фазы: А; В; С	А1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11	TK16L.10 Рег. № 39562-13		Актив ная Реак тивная	1,1 2,3	3,0 4,7

								9012 ЭНЛ a»
		кетаих		LQ-%Z99Z оЛГ ZZP-Z ЕМ1ГЩ		ЭЭУ :иевф	Э -a -V :иевф	9 Ad£ ^H0d
L‘Z	9‘I	-ЯЮД			ZVL699Z sjsr хэд	SI-30009 sjsr	п-еекг °nt J9d	-uxj a L ”J_LO 8* 91ГЛ‘S'bB ‘8*9 тэт ‘а» 9 Ad£ ‘ктаэнитщ а» on эп
					S‘0/SZ‘0 •■ь‘1ГЛ	001/0009	s/oooz		ZZ
9‘1	6‘0	КЕН -аихяу			шоткьеэ	S‘0 Х1ГЛ S6-0I-HIWH	SS‘0 '^Л 01-OKI
0‘S	Z‘Z	кшаих -ЯЮД		£l-Z9S6£	90-Z,S8I£5jy[ хэд S‘0/SZ‘0 •■ь‘1ГЛ i7-Ma-aoi7«i -lyazosiv	Э -3 -V :иевф 90-eS8SI 5JST ХЭД	Э -a -V :иевф S0-68l70e 5JST ХЭД	IZ a* on a ‘a*
о‘е	l‘l	КЕН -аихму	ZI-98S017 оЛГ 10	оЛГ 0Г191Х1	90-Z,S8I£5jy[ хэд S‘0/SZ‘0 •■ь‘1ГЛ i7-Ma-aoi7«i -lyazosiv	e/v/ooi/e/v/ooooii S‘0 Х1ГЛ zzi ad3	S/009 SS‘0 •■Ь‘1ГЛ NSHOI	ОП-Ad ‘ктаэ -aoirHHdo)j а» on эп	ZZ
o‘s	Z‘Z	кшаих -ЯЮД	-lo-aiDd	£l-Z9S6£	90-Z,S8I£5jy[ ХЭД S‘0/SZ‘0 '^Л ^-ма-аога -0х1уаго8[у	Э -3 -V :невф 90-eS8SI 5JST ХЭД	Э -a -V :иевф S0-68H)£ sjsr хэд	II a* on a ‘a*
о‘е	l‘l	КЕН -аихму	6 изо oseia щшрдд <JH	оЛГ 0Г191Х1	90-Z,S8I£5jy[ ХЭД S‘0/SZ‘0 '^Л ^-ма-аога -0х1уаго8[у	e/v/ooi/e/v/oooon S‘0 Х1ГЛ егт ad3	S/009 SS‘0 M'lOI NSHOI	ОП-Ad ‘ктаэ -aoirHHdo)j а» on эп	IZ
		кшаих	6 изо oseia щшрдд <JH		90-Z,S8I£5jy[ хэд S‘0/SZ‘0 •■ь‘1ГЛ 17-ма-аога -ADxiyazosiv	Э -3 -V :иевф	Э -a -V :иевф	IZ
l‘£	l‘l	-ЯЮД		L0~ZV99Z		II-9l78Z,l7 5jyr	60-68l70e 5JST ХЭД	a» on a‘a»
S‘l	9‘0	кет -аихму		оЛГ 19131		e/v/ooi/e/v/oooon Z‘0 Х1ГЛ ZZI Vd3	s/ooe SZ‘0 '^Л NSHOI	on-Ad ‘ктаэ -аэчхэрчэрчмэд a» on эп	0Z
		кшаих			90-Z,S8I£5jy[ хэд S‘0/SZ‘0 •■ь‘1ГЛ i7-Ma-aoi7«i -л0х1уаго8ту	Э -3 -V :иевф	Э -a -V :иевф	II
т‘е	l‘l	-ЯЮД		L0~ZV99Z		90-eS8SI 5JST ХЭД	60-68l70e 5JST ХЭД	a» on а‘а»
S‘l	9‘0	КЕН -аихму		оЛГ 19131		e/v/ooi/e/v/oooon г‘о '^л zzi ad3	s/ooe SZ‘0 '^Л NSHOI	on-Ad ‘ктаэ -аэчхэрчэрчмэд а» on эп	61
01	6	8	L	9	s	17	e	Z	I

1 мйиидщ. эинэжи'оь'оёц

£1 аохэии охээд L °ЛГ -ьзиц-

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
24	ПС 110 кВ Иглинская, ЗРУ 6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.4, КЛ 6 кВ ОП-2 в сторону ЗРУ 6 кВ КНС 2ЮБ	ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 2000/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В ; С	НАМИ-10-95 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 60002-15 Фазы: АВС	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12	Шлюз Е-422 Рег. № 36638-07	HP Proliant DL380 Gen 9 РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12	Актив ная Реак тивная	0,9 1,6	1,6 2,7
25	ПС 35 кВ 152, ЗРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.8, ф.152-08	ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 7069-02 Фазы: А; С	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС	EPQS 122 21.12LL Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 25971-06	TK16L.10 Рег. № 39562-13		Актив ная Реак тивная	1,3 2,5	3,3 5,7
26	ПС 35 кВ 152, ЗРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, яч.14, ф.152-14	ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 7069-02 Фазы: А; С	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС	EPQS 122 21.12LL Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 25971-06	TK16L.10 Рег. № 39562-13		Актив ная Реак тивная	1,3 2,5	3,3 5,7
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.

Примечания:

1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30

мин.

3 Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 1-3, 5, 6, 9, 11, 12, 18-24 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; cosj = 0,8инд.

4 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 утвержденных типов, а также замена серверов 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.

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество ИК	26
Нормальные условия: параметры сети:
напряжение, % от ином	от 95 до 105
ток, % от !ном
для ИК №№ 1-3, 5, 6, 9, 11, 12, 18-24	от 1 до 120
для остальных ИК	от 5 до 120
коэффициент мощности cos9	0,9
частота, Гц	от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С	от +15 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
напряжение, % от ином	от 90 до 110
ток, % от !ном
для ИК №№ 1-3, 5, 6, 9, 11, 12, 18-24	от 1 до 120
для остальных ИК	от 5 до 120
коэффициент мощности cos9	от 0,5 до 1,0
частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С	от -45 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и
УСПД, °С	от +10 до +30
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С	от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типов Альфа А1800, Альфа:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типа EPQS:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
среднее время восстановления работоспособности, ч	72
для TK16L, ТК16К11:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	55000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для Шлюз Е-422:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	50000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для РСТВ-01-01:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	55000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2

1	2
для серверов:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации:
для счетчиков типа Альфа А1800:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	180
при отключении питания, лет, не менее	30
для счетчиков типа Альфа:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	70
при отключении питания, лет, не менее	3
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	113
при отключении питания, лет, не менее	40
для счетчиков типа EPQS:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	100
при отключении питания, лет, не менее	40
для TK16L, ТК16К11, Шлюз Е-422:
суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,
потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее	45
при отключении питания, лет, не менее	10
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания серверов и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

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;

серверов.

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании: счетчика электрической энергии;

УСПД;

серверов.

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).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В 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

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
1	2	3
Трансформаторы тока	TG145N	30
Трансформаторы тока	ТФМ-35-II	2
Трансформаторы тока	ТФН-35М	2
Трансформаторы тока опорные	ТОЛ-35 III	2
Трансформаторы тока	GIF 40,5	13
Трансформаторы тока	ТОЛ-35 III	1
Трансформаторы тока	ТЛШ-10	6
Трансформаторы тока	ТЛШ10	4
Трансформаторы тока	ТЛО-10	6
Трансформаторы напряжения	GEF 40,5	6
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные	НАМИ-35 УХЛ1	2
Трансформаторы напряжения	НТМИ-6-66	2
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10-2	2
Трансформаторы напряжения измерительные	СРА 123	15
Трансформаторы напряжения	СРВ 123	15
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные	НАМИ-10-95	2
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10-95УХЛ2	2
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные	Альфа А1800	16

1	2	3
Счетчики электрической энергии многофункциональные	Альфа	4
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	4
Счетчики электрической энергии многофункциональные	EPQS	2
Радиосерверы точного времени	РСТВ-01-01	1
Устройства сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов	TK16L	4
Контроллеры терминальные	ТК16К10	3
Контроллеры терминальные	IX16L.11	1
Устройства для автоматизации измерений и учета энергоресурсов	Шлюз Е-422	3
Сервер СД	HP Proliant DL380 Gen 9	1
Сервер БД	HP Proliant DL380 Gen 9	1
Методика поверки	МП ЭПР-207-2019	1
Формуляр	770652.411789.005.ФО	1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-207-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Юганскнефтегаз» (5-я очередь). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 29.10.2019 г.

Основные средства поверки:

- в соответствии с методиками поверки средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;

- радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);

- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);

- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 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.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «РН-Юганскнефтегаз» (5-я очередь)», свидетельство об аттестации № 236/RA.RU.312078/2019.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Юганскнефтегаз» (5-я очередь)

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения