|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ЗАО "ЕЭСнК" для энергоснабжения ОАО "Оренбургнефть" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ЗАО "Метростандарт", г.Москва |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС» |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 001-11 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть» (далее АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть») предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, времени и интервалов времени.
|
| Описание | АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть» является трехуровневой системой с иерархической распределенной обработкой информации:
– первый – уровень измерительных каналов (далее - ИК);
– второй – уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки;
– третий – уровень информационно-вычислительного комплекса.
В состав АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть» входит система обеспечения единого времени (далее – СОЕВ), формируемая на всех уровнях иерархии.
АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть» решает следующие задачи:
– измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и автоматический сбор результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин), привязанных к шкале UTC;
– автоматическое выполнение измерений;
– автоматическое ведение системы единого времени.
Структурная схема АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть» изображена на рис. 1 и включает следующие уровни:
1-й уровень состоит из 40 ИК и включает в себя:
– измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2S; 0,5; 0,5S;
– измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5;
– счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные СЭТ-4ТМ и ЕвроАльфа класса точности 0,2S/0,5; 0,5/1; 0,5/0,5; 0,5S/0,5; 0,5S/1;
– вторичные измерительные цепи.
2-й уровень ИВКЭ включает в себя;
– УСПД Шлюз Е-422.GSM;
– каналы сбора данных со счетчиков.
3-й уровень ИВК включает в себя:
– сервер (Телескоп+);
– автоматизированное рабочее место (АРМ);
– система обеспечения единого времени (СОЕВ).
Рис. 1 Структурная схема АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК»для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть»
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика. 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 вычисляется для интервалов времени 30 мин суммированием результатов измерений средней мощности, полученной путём интегрирования за интервал времени 0,02 с.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность на интервале времени усреднения 30 мин вычисляется по 30-ти минутным приращениям электроэнергии.
Цифровые сигналы с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает в УСПД, расположенные в шкафах УСПД на ПС. В УСПД осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных через терминалы сотовой связи на уровень сервер БД уровня ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и накопление измерительной информации,
В сервере БД системы выполняется обработка измерительной информации, получаемой с УСПД уровня ИВКЭ, в частности резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники ОРЭМ осуществляется от сервера БД по внешнему каналу связи. В качестве внешнего канала связи используется выделенный канал доступа в Интернет по электронной почте (основной канал) или сотовый терминал стандарта GSM (резервный канал). Данные передаются в формате XML-файлов.
АИИС КУЭ оснащена СОЕВ, созданной на основе радиосервера точного времени РСТВ-01-01. В РСТВ-01-01 формируется собственная шкала времени (ШВ) – последовательность секундных импульсов, синхронизированных метками шкалы времени UTC. Информация о времени принимается от спутниковой системы ГЛОНАСС/GPS и передается через порты изделия на устройства, включенные в информационно-измерительную систему.
На уровне ИВК коррекция времени осуществляется по сигналу РСТВ-01-01. Коррекция времени УСПД осуществляеться по протоколу NTP при расхождении времени УСПД и сервера Телескоп+ на ± 2 с. Коррекция времени счетчиков со временем УСПД производится один раз в 30 мин, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков и УСПД на ± 2 с.
Регламентированный доступ к информации сервера БД АИИС КУЭ с АРМ операторов осуществляется через сегмент локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия по интерфейсу Ethernet.
Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбированием:
– испытательной коробки (специализированного клеммника);
– счетчиков электрической энергии.
Схемы пломбирования изображены на рис. 2.
Рис. 2 Схемы пломбирования
|
| Программное обеспечение | Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):
– периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений с заданной дискретностью учета (30 минут), привязанных к шкале UTC;
– автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;
– хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных;
– автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям получателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, графиков с возможностью получения печатной копии;
– использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов измерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ (КО));
– конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспечения;
– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;
– сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
– передача в автоматизированном режиме в ИАСУ КУ (КО), Региональное диспетчерское управление «Системный оператор – центральное диспетчерское управление Единой электрической сети» (РДУ «СО-ЦДУ ЕЭС») и другим заинтересованным субъектам ОРЭ результатов измерений;
– автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;
– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);
– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть», событий в АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть»;
– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть»;
Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
– обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;
– автоматическая синхронизация времени (внутренних часов).
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения
| Наименование програмного модуля | Наименование файла | Контрольная сумма
(по алгоритму md5 (RFC 1321)) | | Сервер данных | Server_Telescope_GUI.exe | 3e5f1f2cd8a5c11c765333876277638d | | Описатель оборудования | descript_view.exe | 7ffaf11915fe9f657edb7ef66de5c800 | | АРМ АИИС КУЭ | ascue.exe | 482d860ce28ae0f1271c34150105f301 |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010 и обеспечивается:
– установкой пароля на счетчик;
– установкой пароля на сервер;
– защитой результатов измерений при передаче информации (использованием электронной цифровой подписи).
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
| Канал измерений | Состав измерительного канала | Ктт ·Ктн ·Ксч | Доверительные грани-цы относительной по-грешности измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при дове-рительной вероятности Р=0,95: | | Номер ИК, код точки измерений | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | | | | | 19393-07 | Комплекс "ТЕЛЕСКОП+" | | | | | | | | | 40586-09 | РСТВ-01-01 | | | | | ПС 110/6 кВ «Ново-Елшанская» | | | | | | 36638-07 | | Шлюз Е-422GSM | | | | | 1 | Ввод 1Т 6 кВ | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТЛМ-10 | 12000 | ± 1,2%± 2,4% | ± 5,0%± 4,0% |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 2 | Ввод 2Т 6 кВ | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТПЛМ-10 | 12000 | ± 1,2%± 2,4% | ± 5,0%± 4,0% | | 3 | ТСН-1 0,4 кВ | ТТ | КТ= | 0.5 | А | Т-0,66 У3 | 40 | ± 1,0%± 2,1% | ± 5,0%± 4,0% | | 4 | ТСН-2 0,4 кВ | ТТ | КТ= | 0.5 | А | Т-0,66 У3 | 40 | ± 1,0%± 2,1% | ± 5,0%± 4,0% |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 5 | фидер 6 кВ «Елшанский-Сельский» яч. 15 | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТВЛМ-10 | 2400 | ± 1,2%± 2,4% | ± 5,0%± 4,0% | | 6 | фидер 6 кВ «Палимовский-Сельский» яч. 17 | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТПЛМ-10 | 2400 | ± 1,2%± 2,4% | ± 5,0%± 4,0% | | ПС 110/35/6 кВ «Савельевская» | | | | | | 36638-07 | | Шлюз Е-422GSM | | | | | 7 | ВЛ-110 кВ «Герасимовка» | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТФНД-110М | 132000 | ± 1,2%± 2,4% | ± 5,0%± 4,0% |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 8 | Ввод-1 35 кВ | ТТ | КТ= | 0.2S | А | GIF 40.5 | 42000 | ± 1,0%± 1,8% | ± 2,5%± 3,0% | | 9 | Ввод-2 35 кВ | ТТ | КТ= | 0.2S | А | GIF 40.5 | 42000 | ± 1,0%± 1,8% | ± 2,5%± 3,0% | | 10 | Ввод-1 6 кВ | ТТ | КТ= | 0.2S | А | ТОЛ-СЭЩ-10 | 12000 | ± 1,0%± 1,8% | ± 2,5%± 3,0% |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 11 | Ввод-2 6 кВ | ТТ | КТ= | 0.2S | А | ТОЛ-СЭЩ-10 | 12000 | ± 1,0%± 1,8% | ± 2,5%± 3,0% | | 12 | ТСН-0,4 | ТТ | КТ= | 0.5 | А | Т-0,66 | 60 | ± 1,0%± 2,1% | ± 5,0%± 4,0% | | ПС 110/35/6 кВ «Никольская» | | | | | | 36638-07 | | Шлюз Е-422GSM | | | | | 13 | ВЛ-35 кВ «Никольская- Баклановка» | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТФЗМ-35Б-IУ1 | 7000 | ± 1,2%± 2,4% | ± 5,0%± 4,0% |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 14 | Ввод Т1Т | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТФМ-110-IIУ1 | 44000 | ± 1,2%± 2,4% | ± 5,0%± 4,0% | | 15 | Ввод Т2Т | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТФМ-110-IIУ1 | 44000 | ± 1,2%± 2,4% | ± 5,0%± 4,0% | | ПС 110/35/10/6 кВ «Ленинская» | | | | | | 36638-07 | | Шлюз Е-422GSM | | | | | 16 | Ввод 6кВ | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТЛМ-10 | 12000 | ± 1,2%± 2,4% | ± 5,0%± 4,0% |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 17 | Ввод-1 35кВ | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТФЗМ-35А-У1 | 21000 | ± 1,2%± 2,4% | ± 5,0%± 4,0% | | 18 | Ввод-2 35кВ | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТФЗМ-35А-У1 | 7000 | ± 1,2%± 2,4% | ± 5,0%± 4,0% | | 19 | ТСН-1 0,4кВ | ТТ | КТ= | 0.5 | А | Т-0,66 У3 | 20 | ± 1,0%± 2,1% | ± 5,0%± 4,0% |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 20 | ТСН-2 0,4кВ | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТОП-0,66 У3 | 20 | ± 1,0%± 2,1% | ± 5,0%± 4,0% | | ПС 110/35/6 кВ «Промысловая» | | | | | | 36638-07 | | Шлюз Е-422GSM | | | | | 21 | Ввод-1 110 кВ | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТФМ-110-IIУ1 | 44000 | ± 1,2%± 2,3% | ± 5,0%± 2,5% | | 22 | Ввод-2 110 кВ | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТФМ-110-IIУ1 | 44000 | ± 1,2%± 2,3% | ± 5,0%± 2,5% |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | ПС 35/10 кВ «Западная» | | | | | | 36638-07 | | Шлюз Е-422GSM | | | | | 23 | Ввод Т1- 10кВ | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТОЛ-10-I | 4000 | ± 1,2%± 2,4% | ± 5,0%± 4,0% | | 24 | ТСН-1 | ТТ | КТ= | 0.5 | А | Т-0,66 М У3 | 15 | ± 1,0%± 2,1% | ± 5,0%± 4,0% |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | ПС 35/10 кВ «КС-2» | | | | | | 36638-07 | | Шлюз Е-422GSM | | | | | 25 | Ввод 1Т 10 кВ | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТЛК-10-6 | 6000 | ± 1,2%± 2,4% | ± 5,0%± 4,0% | | 26 | ТСН-1 | ТТ | КТ= | 0.5 | А | Т-0,66 У3 | 20 | ± 1,0%± 2,1% | ± 5,0%± 4,0% |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | ПС 110/35/10 кВ «Андреевская» | | | | | | 36638-07 | | Шлюз Е-422GSM | | | | | 27 | ВЛ 35кВ «Андреевская – Гаршино» | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТФЗМ-35А-У1 | 3500 | ± 1,2%± 2,4% | ± 5,0%± 4,0% | | ПС 110/35/10 кВ «Твердиловская» | | | | | | 36638-07 | | Шлюз Е-422GSM | | | | | 28 | фидер 10 кВ № 8 | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТЛК-10-5У3 | 3000 | ± 1,1%± 2,2% | ± 5,0%± 4,0% |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | ПС 35/10 кВ «Грачёвская» | | | | | | 36638-07 | | Шлюз Е-422GSM | | | | | 29 | ВЛ-35 «Промысловая – Грачёвка» | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТФН-35М | 5250 | ± 1,2%± 2,4% | ± 5,0%± 4,0% | | ПС 110/35/10 кВ «Каликинская» | | | | | | 36638-07 | | Шлюз Е-422GSM | | | | | 30 | ВЛ 35 кВ «Каликино – Родниковка» | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТФЗМ-35Б-IУ1 | 21000 | ± 1,2%± 2,4% | ± 5,0%± 4,0% |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | ПС 110/35/10 кВ «Пономарёвская» | | | | | | 36638-07 | | Шлюз Е-422GSM | | | | | 31 | ВЛ 35 кВ «Пономарёвка – Родниковка» | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТОЛ-35Б-IIУ1 | 21000 | ± 1,2%± 2,4% | ± 5,0%± 4,0% | | ПС 35/6 кВ "Графская" | | | | | | 36638-07 | | Шлюз Е-422GSM | | | | | 32 | Ввод 35 кВ ВЛ-35 кВ "Александровка-Графская" | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТФЗМ-35А-У1 | 10500 | ± 1,2%± 2,3% | ± 5,0%± 2,5% |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | ПС 110/35/6 кВ «Ново-Медведкинская» | | | | | | 36638-07 | | Шлюз Е-422GSM | | | | | 33 | ВЛ 110 кВ «Бузулукская – Сорочинская» Ввод 1 | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТФЗМ-110Б-IVУ1 | 33000 | ± 1,1%± 2,2% | ± 5,0%± 4,0% | | 34 | ВЛ 110 кВ «Бузулукская – Сорочинская» Ввод 2 | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТФЗМ-110Б-IVУ1 | 33000 | ± 1,1%± 2,2% | ± 5,0%± 4,0% |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | ПС 110/6 кВ "Толкаевская" | | | | | | 36638-07 | | Шлюз Е-422GSM | | | | | 35 | Ввод Т1 6кВ | ТТ | КТ= | 0.5S | А | ТЛО-10-3 | 18000 | ± 1,1%± 2,3% | ± 2,8%± 1,9% | | 36 | Ввод ТСН-1 | ТТ | КТ= | 0.5S | А | ТОП 0,66-150/5 У3 | 30 | ± 0,8%± 1,9% | ± 2,5%± 1,8% | | 37 | Ввод Т2 6кВ | ТТ | КТ= | 0.5S | А | ТЛО-10-3 | 18000 | ± 1,1%± 2,3% | ± 2,8%± 1,9% |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 38 | Ввод ТСН-2 | ТТ | КТ= | 0.5S | А | ТОП 0,66-150/5 У3 | 30 | ± 0,8%± 1,9% | ± 2,5%± 1,8% | | ПС 110/35/6 кВ "Росташинская" | | | | | | 36638-07 | | Шлюз Е-422GSM | | | | | 39 | Ввод ВЛ 110 кВ "Сорочинск - Росташи" | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТФЗМ-110Б-IVУ1 | 132000 | ± 1,2%± 2,4% | ± 5,0%± 4,0% | | 40 | Ввод ВЛ 110 кВ "Бузулук- Росташи" | ТТ | КТ= | 0.5 | А | ТФЗМ-110Б-IУ1 | 132000 | ± 1,2%
± 2,4% | ± 5,0%
± 4,0% |
Примечания:
1. В графе 7 таблицы 2 «Основная погрешность ИК, ± %» приведены границы погрешности измерений электрической энергии и мощности при доверительной вероятности Р=0,95; cosφ=0,87 (sinφ=0,5) и токе ТТ, равном Iном.
2. В графе 8 таблицы 2 «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности измерений электрической энергии и мощности посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95; cosφ=0,5 (sinφ=0,87) и токе ТТ, равном 10 % от Iном.
4. Нормальные условия эксплуатации:
– параметры сети: диапазон напряжения (0,98 ÷ 1,02)Uном; диапазон силы тока(1,0 ÷ 1,2)Iном; коэффициент мощности cos(=0,9 инд.
– температура окружающего воздуха (для счетчиков электрической энергии): от 21˚С до 25˚С; УСПД – от 15˚С до 25˚С;
– магнитная индукция внешнего происхождения – 0 мТл;
– относительная влажность воздуха (70±5) %;
– атмосферное давление (750±30) мм рт.ст.
5. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
– параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 ÷ 1,1)Uном1; диапазон силы первичного тока (0,01 ÷ 1,2)Iном1; коэффициент мощности cos( (sin() 0,5 ÷ 1,0 (0,6 ÷ 0,87); частота (50 ( 0,5) Гц;
– температура окружающего воздуха от (30˚С до 35˚С;
– относительная влажность воздуха (70±5) %;
– атмосферное давление (750±30) мм рт.ст.
Для счетчиков электрической энергии:
– параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 ÷ 1,1)Uном2; диапазон силы вторичного тока (0,01 ÷ 1,2)Iном2; диапазон коэффициента мощности cos( (sin() 0,5 ÷ 1,0(0,6 ÷ 0,87); частота (50 ( 0,5) Гц;
– магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
– температура окружающего воздуха от 15˚С до 30˚С;
– относительная влажность воздуха (40 ÷ 60) %;
– атмосферное давление (750±30) мм рт. ст.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
– параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
– температура окружающего воздуха от 15 ˚С до 30 ˚С;
– относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
– атмосферное давление (750 ± 30) мм рт.ст.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на однотипные с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть» как его неотъемлемая часть.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени в АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть» ± 5 с.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений интервалов времени в АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть» ± 5 с/сут.
|
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть» приведена в таблице 3.
Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть»
| Наименование | Тип | Количество, шт. | | 1 | 2 | 3 | | Измерительный трансформатор тока типа | GIF 40.5 | 4 | | Измерительный трансформатор тока типа | Т-0,66 | 17 | | Измерительный трансформатор тока типа | ТВЛМ-10 | 2 | | Измерительный трансформатор тока типа | ТЛК-10-5У3 | 2 | | Измерительный трансформатор тока типа | ТЛК-10-6 | 2 | | Измерительный трансформатор тока типа | ТЛМ-10 | 4 | | Измерительный трансформатор тока типа | ТЛО-10-3 | 6 | | Измерительный трансформатор тока типа | ТОЛ-10-I | 2 | | Измерительный трансформатор тока типа | ТОЛ-35Б-IIУ1 | 2 | | Измерительный трансформатор тока типа | ТОЛ-СЭЩ-10 | 4 | | Измерительный трансформатор тока типа | ТОП 0,66 | 9 | | Измерительный трансформатор тока типа | ТПЛМ-10 | 4 | | Измерительный трансформатор тока типа | ТФЗМ-110Б | 12 | | Измерительный трансформатор тока типа | ТФЗМ-35А-У1 | 8 | | Измерительный трансформатор тока типа | ТФЗМ-35Б-I | 4 | | Измерительный трансформатор тока типа | ТФМ-110 | 12 | | Измерительный трансформатор тока типа | ТФН-35М | 2 | | Измерительный трансформатор тока типа | ТФНД-110М | 3 | | Измерительный трансформатор напряжения | ЗНОМ-35 | 3 | | Измерительный трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 24 | | Измерительный трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 1 | | Измерительный трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 | 2 | | Измерительный трансформатор напряжения | НАМИ-10-У2 | 1 | | Измерительный трансформатор напряжения | НАМИ-110-УХЛ1 | 9 | | Измерительный трансформатор напряжения | НАМИ-35УХЛ | 1 | | Измерительный трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 1 | | Измерительный трансформатор напряжения | НКФ-110-57У1 | 6 | | Измерительный трансформатор напряжения | НКФ-110-83У1 | 6 | | Измерительный трансформатор напряжения | НКФ-110-II У1 | 6 | | Измерительный трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 2 | | Измерительный трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 1 | | Измерительный трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 2 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | | Счетчик электрической энергии многофункциональный типа | СЭТ-4ТМ.03М | 5 | | Счетчик электрической энергии многофункциональный типа | ЕвроАльфа | 18 | | Счетчик электрической энергии многофункциональный типа | СЭТ-4ТМ.02.2 | 7 | | Счетчик электрической энергии многофункциональный типа | СЭТ-4ТМ.03 | 10 | | Устройство для автоматизации измерений и учета энергоресурсов | Шлюз Е-422.GSM | 16 | | Комплекс аппаратно-программный для автоматизации учета энергоресурсов | "ТЕЛЕСКОП+" | 1 | | Радиосервер точного времени | РСТВ-01-01 | 1 | | Руководство по эксплуатации | | 1 | | Методика поверки | | 1 |
|
| Поверка |
осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть», АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть». Методика поверки». ЕМНК.466454.300-950.МП
– трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35 … 330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
– трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
– счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 – в соответствии с документом «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИГЛШ.411152.087РЭ1», раздел «Методика поверки». Методика поверки согласована ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;
– счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИГЛШ.411152.145 РЭ.Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г;
– счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 – в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИГЛШ.411152.124РЭ.Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г;
– счетчиков электрической энергии ЕвроАльфа – в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;
Рекомендуемые средства поверки:
– переносной компьютер с программным обеспечением и оптический преобразователь для работы со счетчиками электрической энергии и с программным обеспечением для работы с радиочасами РЧ-011;
– мультиметры Ресурс-ПЭ – 2 шт.;
– радиочасы РЧ-011/2.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть»
1. Техническая документация на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть» – АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть».
2. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть» - АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть». Методика поверки. ЕМНК.-466454.300-950.МП
|
| Заявитель | ЗАО «Метростандарт»
117997, г. Москва, ул. Профсоюзная, д.65, стр.I.
Телефон: (495) 745-21-70; Факс (495) 705-97-50; Сайт: www.metrostandart.ru
|
| Испытательный центр | ГЦИ СИ Федеральное государственное учреждение «Пензенский центр стандартизации, метрологии и сертификации» (ФГУ «Пензенский ЦСМ»)
Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20; www.penzacsm.ru
Телефон/факс: (8412) 49-82-65, e-mail: pcsm@sura.ru
Аттестат аккредитации: ГЦИ СИ ФГУ «Пензенский ЦСМ» зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под № 30033-10.
| |
