Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Цимлянской ГЭС ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго" Нет данных, ГРСИ 46793-11
Номер госреестра:
46793-11
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Цимлянской ГЭС ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Р.В.С.", г.Москва
Межповерочный интервал:
2 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 154
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 42633
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Цимлянской ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-
Экоэнерго»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) Цимлянской ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» (далее – АИИС
КУЭ), г. Цимлянск, предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для
автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображенияинформации. Выходные
данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
·
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
·
периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и/или по запросу автоматический
сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений
приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
·
автоматическое хранение результатов измерений в специализированной базе
данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации
(резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
·
передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ;
·
передача в организации–участники оптового рынка электроэнергии результатов
измерений;
·
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений,
данных о состоянии средств измерений со стороны сервера организаций - участников
оптового рынка электроэнергии;
·
обеспечение защиты оборудования, программного обеспеченияи данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка
паролей, пломб и т.п.);
·
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных
средств АИИС КУЭ;
·
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
·
ведение системы обеспечения единого времени в АИИС КУЭ (коррекция
времени).
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 3х-уровневую систему,
которая состоит из измерительных каналов (далее – ИК),измерительно-вычислительного
комплекса электроустановки (далее – ИВКЭ) и информационно-вычислительного комплекса
(ИВК) с системой обеспечения единого времени (далее – СОЕВ). АИИС КУЭ реализуется на
Цимлянской ГЭС, территориально расположенной в г. Цимлянск.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Уровень ИК, включающий измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) класса
точности 0,5 и 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее –
ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной
электроэнергии типаСЭТ-4ТМ.03 класса точности 0,2S по ГОСТ 30206-94 (в части
активной электроэнергии), и класса точности 0,5 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной
Лист № 2
Всего листов 11
электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи
данных.
Уровень ИВКЭ – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки АИИС
КУЭ созданный на базе устройств сбора и передачи данных (далее – УСПД) типа СИКОН С70
(Госреестр СИ РФ № 28822-05, зав. № 01295), устройства синхронизации системного времени
УСВ-1 и технических средств приема-передачи данных.
Уровень ИВК – информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, созданный на
основе сервера базы данных (далее – сервер БД), автоматизированного рабочего места
оператора (далее – АРМ) и технических средств приема-передачи данных.
Первичныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
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 преобразуют в цифровой сигнал. По
мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика
вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за
период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период
значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с
мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производят опрос цифровых счетчиков.
Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется
хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по
проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации
по подключенным к УСПД устройствам.
Сервер БД, установленный на Цимлянской ГЭС, с периодичностью один раз в 30
минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу
данных сервера БД.
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка
измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом
коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации,
оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации–
участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными
сторонами регламентами.
Программное обеспечение (далее – ПО) АИИС КУЭ на базе «ИКМ. Пирамида»
функционирует на нескольких уровнях:
·
программное обеспечение счетчика;
·
программное обеспечение УСПД;
·
программное обеспечение АРМ;
·
программное обеспечение сервера БД.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных,
получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной информации в
удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в
себя УСВ-1. Время сервера АИИС КУЭ синхронизировано со временем УСВ-1, корректировка
времени выполняется при расхождении времени сервера и УСВ-1 на ±1 с. При каждом сеансе
опроса происходит коррекция времени часов УСПД в случае расхождения времени УСПД и
сервера АИИС КУЭ более чем на ± 1 с. Сличение времени счетчиков с временем сервера один
раз в день, при расхождении времени счетчиков с временем УСПД на ±1 с выполняется
корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает
±5 с.
Лист № 3
Всего листов 11
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы,
минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах
корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий
корректировке.
Программное обеспечение
1.0.0.0
1.0.0.0
Наименование
программного
обеспечения
Номер версии
(идентификаци
онный номер)
сумма
программного
данных»
отчётов84c942
ВАИИСКУЭЦимлянскойГЭСООО«ЛУКОЙЛ-Экоэнерго»используется
программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» Версия 20.02/2010.С-300, в состав которого
входят программы, указанные в таблице 2. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту
программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами
доступа. Средствомзащитыданных при передачеявляетсякодированиеданных,
обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
Цифровой
идентификаторАлгоритм
Идентификационнпрограммного вычисления
ое наименованиеобеспеченияцифрового
обеспечения
программного
программного
(контрольная идентификатора
обеспечения
исполняемогообеспечения
кода)
Модуль «Доставка
Программа0b824612506f4
(
D
el
i
ve
r
y.exe)
отправки XML- 1.0.0.0891f606dc5154MD5
a07b45593fe1aa
425be8853c74cMD5
29326
Модуль
«Синхронизация
времени»
(TimeSynchro.exe)
Конфигуратор
ИКМ
(OperS50.exe)
Программа
синхронизации
времени серверу
сбора
Программа
конфигурирования
сервера сбора
f46c7a9943da0e
bf13e450ddebcaMD5
b340
Оперативный сбор
2000 (Oper.exe)
Пирамида 2000 -Программаf0655ce38fac15
АРМформирования0.9.0.027a62a1b34402MD5
(P2kClient.exe) отчётов 303f5
Программаa882a7539732f
оперативного 1.4.9.27 98fd7a0442d92fMD5
сбора данных 042e6
·
Комплекс измерительно-вычислительный для учета электрической энергии «Альфа-
Центр», включающий в себя ПО внесен в Госреестр СИ РФ под № 20481-06;
·
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии,
получаемой за счет математической обработки измерительной информации,
поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного
значения;
·
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной
электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от
способов передачи измерительной информации и определяются классами точности
применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов;
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – уровень
«С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Лист № 4
Всего листов 11
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в
таблице 1
Состав измерительного канала
Номер точки
измерений
и наименование
объекта
Цимлянская ГЭС
1
Г-1,
Секция I,
ГРУ-10,5 кВ
2
Г-2,
Секция I,
ГРУ-10,5 кВ
3
Г-3,
Секция II,
ГРУ-10,5 кВ
Таблица 1 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
ТТТНСчетчик
Основ-
ная
погреш-
Метрологические
характеристики
Вид
ИК
электро-
Погреш-
энергии
ность в
УСПДрабочих
ность, %
услови
я
х,
%
12345678
Зав.№ 6542
З
а
в.№
7878
0105063108
Г-4,
4
Секция II,
ГРУ-10,5 кВ
ТЛШ-10
ЗНОЛ.06-10
СЭТ-
К
л
.
т.
0,5
Кл. т. 0,5
4
Т
М.03
4000
/
5
10000:√3/100:√3К
л
.
т.
Зав.№ 6450
Зав.№ 7467
0,2S/0,5
Зав.№ 6475
Зав.№ 7445
Зав.№
Зав.№ 6769 Зав.№ 7419 0105064091
ТЛШ-10ЗНОЛ.06-10СЭТ-
Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,5 4ТМ.03
4000/510000:√3/100:√3Кл. т.
Зав.№ 6768 Зав.№ 7877 0,2S/0,5
Зав.№ 6570 Зав.№ 7466 Зав.№
Зав.№ 6517 Зав.№ 4272 0105063104
ТЛШ-10ЗНОЛ.06-10СЭТ-
Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,5 4ТМ.03
4000/510000:√3/100:√3Кл. т.
Зав.№ 6546 Зав.№ 7523 0,2S/0,5
Зав.№ 6571Зав.№ 7444Зав.№
УСПД
Зав.№ 6322Зав.№ 74090105063061
СИКОНАктивная, ± 1,1± 3,0
ТЛШ-10
ЗНОЛ.06-10
СЭТ-С70
К
4
л
0
.
0
т
0
.
/
0
5
,5
1000
К
0
л
:
.
√
т
3
.
/1
0
0
,5
0:√3
4
К
ТМ
л.
.
т
0
.
3
З
0
а
1
в
2
.
9
№
5
реактивная ± 2,6± 4,6
Зав.№ 6534
Зав.№ 7527
0,2S/0,5
Зав.№ 6532
Зав.№ 803
Зав.№
Состав измерительного канала
Номер точки
измерений
и наименование
объекта
5
Г-5,
Секция I, II,
КРУ-10,5 кВ
6
КЛ-10,5 кВ
«Шлюз-1»,
Секция I,
КРУ-10,5 кВ
7
КЛ-10,5 кВ
«Правый
берег»,
Секция II,
КРУ-10,5 кВ
8
ВЛ-220 кВ
«Ш-30»
МВ «Б-1»,
Панель
№ П-37,
ОПУ-220 кВ
Лист № 5
Всего листов 11
Продолжение таблицы 1
ТТТНСчетчик
Основ-
ная
погреш-
Метрологические
характеристики
Вид
ИК
электро-
Погреш-
энергии
ность в
УСПДрабочих
ность, %
у
с
ловиях,
%
12345678
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5
300/5
НТМИ-10-66
Кл. т. 0,5
СЭТ-
4ТМ.03
Кл. т.
ЗНОЛ.06-10
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Зав.№ 7468
Зав.№ 3855
Зав.№ 14621
Зав.№ 7524
0,2S/0,5
Зав.№ 14623 Зав.№
Зав.№ 14628
10000/100
0105064094
Зав.№ 602488УСПД
СИКОНАктивная, ± 1,1± 3,0
ТОЛ-10ЗНОЛ.06-10СЭТ-С70
Кл. т. 0,5Кл. т. 0,54ТМ.03Зав.№ реактивная ± 2,6± 4,6
300/5 10000:√3/100:√3 Кл. т.01295
Зав.№ 30184Зав.№ 75250,2S/0,5
-Зав.№ 7418 Зав.№
Зав.№ 30185Зав.№ 75220105062135
ТОЛ-10 СЭТ-
Кл. т. 0,5НТМИ-10-664ТМ.03
300/5 Кл. т. 0,5 Кл. т.
Зав.№ 2942910000/1000,2S/0,5
- Зав.№ 602488 Зав.№
Зав.№ 294300105063085
М
-2
1000/5
Зав.№ 3086
НАМИ-
Кл. т. 0,2
Зав.№ 978
4ТМ.03
Зав.№
С70
ТФЗ
IV
20Б-
220УХЛ1СЭТ-
УСПД
Кл. т. 0,5
220000:√3/100:√3Кл. т.
СИКОНАктивная,
±
0,9± 2,9
Зав.№ 3077
Зав.№ 982 0,2S/0,5
Зав.№ реактивная ± 2,3± 4,5
Зав.№ 3129
Зав.№ 981 0105062169
01295
Состав измерительного канала
Номер точки
измерений
и наименование
объекта
9
Лист № 6
Всего листов 11
Продолжение таблицы 1
ТТТНСчетчик
Основ-
ная
погреш-
Метрологические
характеристики
Вид
ИК
электро-
Погреш-
энергии
ность в
УСПДрабочих
ность, %
у
с
ловиях,
%
12345678
«Ш-30»
МВ «Б-3»,
IV
Кл. т. 0,5
1000/5
Зав.№ 980
НАМИ-
Зав.№ 978
Зав.№
ВЛ-220 кВ
ТФЗМ-220Б-
220УХЛ1СЭТ-
Кл. т. 0,2 4ТМ.03
220000:√3/100:√3Кл. т.
Панель № 37,
Зав.№
2688
Зав.№ 982 0,2S/0,5
ОПУ-220 кВ
Зав.№ 3082
Зав.№ 9810105062123
10
МВ «Б-2»,
IV
1000/5
Зав.№ 6184
НАМИ-
Кл. т. 0,2
Зав.№ 974
Кл. т.
ВЛ-220 кВ
ТФЗМ-220Б-
220УХЛ1СЭТ-
«ВдТЭЦ-2»
Кл. т. 0,5
220000:√3/100:√3
4ТМ.03
Панель № 43,
За
в
.№
6191
Зав.№ 9790,2S/0,5
Зав.№
11
МВ «Б-4»,
-220Б
ТФЗМ-
IV
1000/5
Зав.№ 6188
Кл. т. 0,2
Зав.№ 974
Кл. т.
Зав.№
ОПУ-220 кВ
Зав.№ 5718
Зав.№ 9800105062138
12
«ВОЭЗ»,
ОПУ-110 кВ
в.№ 153
Зав.№ 1170
СЭТ-
4ТМ.03
Кл. т.
ТФЗМ-220Б-НАМИ-
ВЛ-110 кВ
Кл.
I
т
V
. 0,5
1
К
1
л
0
.
У
т
Х
. 0
Л
,2
1
Панель № 21,
За
1000/5
2
1
110000:√3/100:√3
0,2S/0,5
Зав.№ 15322Зав.№ 1171
Зав.№ 15323Зав.№ 1157
Зав.№
0105062085
УСПД
С70
ОПУ-220 кВ
Зав.№ 6186
Зав.№ 9800105062109 СИКОНАктивная, ± 0,9± 2,9
НАМИ-
Зав.№ реактивная ± 2,3± 4,5
ВЛ-220 кВ
220УХЛ1 СЭТ-
01295
«ВдТЭЦ-2»
Кл. т. 0,5
220000:√3/100:√3
4ТМ.03
Панель № 43,
За
в
.№
5665
Зав.№ 979 0,2S/0,5
Состав измерительного канала
Номер точки
измерений
и наименование
объекта
Лист № 7
Всего листов 11
Продолжение таблицы 1
ТТТНСчетчик
Основ-
ная
погреш-
Метрологические
характеристики
Вид
ИК
электро-
Погреш-
энергии
ность в
УСПДрабочих
ность, %
у
с
ловиях,
%
12345678
Панель №16,
ОПУ-110 кВ
1000/5
Зав.№ 15319
Кл. т. 0,2
Зав.№ 1157
СЭТ-
4ТМ.03
0,2S/0,5
Зав.№
IVУ1
Зав.№ 15320
110УХЛ1
Зав.№ 1171
Кл. т.
0,2S/0,5
Зав.№
ОПУ-110 кВ
Зав.№ 15318Зав.№ 1157
0105062070
УСПД
С70
ТФЗМ-110Б-НАМИ-
13
«Ц
В
и
Л
мл
-1
я
1
н
0
с
к
к
В
ая»,
Кл
I
.
V
т.
У
0
1
,2S
1100
1
0
1
0
0
:
У
√3
Х
/
Л
10
1
0:√3
Кл. т.
Зав.№ 16166Зав.№ 1170
Зав.№ 15317Зав.№ 1171
0105062076 СИКОНАктивная, ± 0,6± 1,5
ВЛ-110 кВ
ТФЗМ-110
Б
-Н
А
МИ-
СЭТ-
Зав.№ реактивная ± 1,2± 2,8
«Северный
Кл. т. 0,2S
Кл. т. 0,2
4ТМ.03
01295
14
Портал»,
1000/5 110000:√3/100:√3
Панель № 16,
Зав.№
15315З
а
в.№
1170
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
·
параметры сети: напряжение (0,98
¸
1,02) Uном; ток (1
¸
1,2) Iном, cos
f
= 0,9 инд.;
·
температура окружающей среды (20
±
5)
°
С.
4. Рабочие условия:
·
параметры сети: напряжение (0,9
¸
1,1) Uном; ток (0,05
¸
1,2) Iном; 0,5
инд.
£
cos
f
£
0,8 емк.
·
допускаемая температура окружающей среды для измерительных
трансформаторов от минус 40 до + 70 °С,
·
для счетчиков от минус 40 до + 70 °С; для сервера от +15 до +35 °С;
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos
f
= 0,8 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до+40 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983,
счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и
ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
(см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже,
чем у перечисленных в Таблице 1.
Надежность применяемых в системе компонентов:
·
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и
напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983 и ГОСТ 7746, определены средний срок
службы и средняя наработка на отказ;
Лист № 8
Всего листов 11
·
электросчетчик – среднее время наработки на отказ не менее Т
0
= 90000 ч., время
восстановления работоспособности T
в
=2 ч.;
·
устройство сбора и передачи данных типа СИКОН С70 – среднее время наработки на
отказ не менее Т
0
= 70 000 ч., среднее время восстановления работоспособности T
в
= 24 ч.;
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
К
Г_АИИС
= 0,698 – коэффициент готовности;
Т
О_ИК (АИИС)
= 204 ч. – среднее время наработки на отказ.
Надежность системных решений:
·
Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих
требованиям IEC – Стандартов;
·
Стойкость к электромагнитным воздействиям;
·
Ремонтопригодность;
·
Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
·
Функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;
·
Резервирование электропитания оборудования системы.
Регистрация событий:
·
журнал событий счетчика:
−
параметрирование;
−
пропадание напряжения;
−
коррекция времени в счетчике.
·
журнал событий ИВКЭ:
−
параметрирование;
−
пропадание напряжения;
−
коррекция времени в УСПД.
·
журнал событий ИВК:
−
даты начала регистрации измерений;
−
перерывы электропитания;
−
программные и аппаратные перезапуски;
−
установка и корректировка времени;
−
переход на летнее/зимнее время;
−
нарушение защиты ИВК;
− отсутствие/довосстановлениеданныхсуказаниемточкиизмеренийи
соответствующего интервала времени.
Защищенность применяемых компонентов:
·
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
−
электросчетчиков;
−
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
−
испытательных коробок;
−
УСПД;
−
сервера БД;
·
защита информации на программном уровне:
−
результатов измерений при передаче информации (возможность использования
цифровой подписи);
−
установка пароля на счетчик;
−
установка пароля на промконтроллер (УСПД);
−
установка пароля на сервер БД.
Лист № 9
Всего листов 11
Глубина хранения информации:
·
электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях – не
менее 30 дней; при отключении питания – не менее 35 суток;
·
ИВКЭ – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по
каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу – не менее 35
дней; при отключении питания – не менее 35 суток;
·
ИВК – хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений
– не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листыэксплуатационной
документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Цимлянской ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» наносится
типографским способом.
Комплектность средства измерений
КомплектностьАИИСКУЭЦимлянскойГЭСООО«ЛУКОЙЛ-Экоэнерго»
определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая
документация на систему и на комплектующие средства измерений.
КомплектностьАИИСКУЭЦимлянскойГЭСООО«ЛУКОЙЛ-Экоэнерго»
представлена в таблице 2.
Таблица 2 – Комплектность АИИС КУЭ Цимлянской ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-
Экоэнерго»
Наименование
Количество
2
12 шт.
3 шт.
4 шт.
15 шт.
6 шт.
18 шт.
1 шт.
6 шт.
3 шт.
1
Измерительный трансформатор тока типа ТЛШ-10
Измерительный трансформатор тока типа ТПОЛ-10
Измерительный трансформатор тока типа ТОЛ-10
Измерительный трансформатор тока типа ТФЗМ-220Б-IV
Измерительный трансформатор тока типа ТФЗМ-110Б-IVУ1
Измерительный трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.06-10
Измерительный трансформатор напряжения типа НТМИ-10-66
Измерительный трансформатор напряжения типа НАМИ-220УХЛ1
Измерительный трансформатор напряжения типа НАМИ-110УХЛ1
Счетчик электрической энергии многофункциональный
СЭТ-4ТМ.03
14 шт.
Устройство сбора и передачи данных типа СИКОН С70
Устройство синхронизации системного времени на базе УСВ-1
Сервер сбора данных
Сервер баз данных
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
Лист № 10
Всего листов 11
Продолжение таблицы 2
Наименование
Количество
2
1
ПО ПК «Пирамида 2000»
(ИВК)
АРМ оператора
Методика поверки
Паспорт – формуляр
Руководство по эксплуатации
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
Поверка
Осуществляется по документу «ГСИ. Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) 2 Цимлянской ГЭС ООО
«ЛУКОЙЛ-Экоэнерго».ИзмерительныеканалыМетодикаповерки»,утвержденному
ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2011 г.
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
−
ТТ – по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства
измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
−
ТН – по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения
6√3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005
«Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки
на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя» и/или по ГОСТ 8.216-88
«Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы
напряжения. Методика поверки»;
−
СчетчикитипаСЭТ-4ТМ.03–всоответствиисметодикойповерки
ИЛГШ.411152.124 РЭ1,являющейся приложением круководствупо
эксплуатацииИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с
руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 года;
−
Устройства сбора и передачи данных типа СИКОН С70 – в соответствии с
документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика
поверки ВЛСТ 220.00.000 И1» утвержденным ВНИИМС в 2005 году;
−
Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с
документом «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида».
Методика поверки. ВЛСТ 2230.00.000 И1», утвержденным ВНИИМС в 2005 году;
−
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре
средств измерений № 27008-04;
−
переносной компьютер с ПОи оптический преобразовательдля работы со
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методики измерений изложены в документе «Руководство по эксплуатации на систему
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) Цимлянской ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго».
Лист № 11
Всего листов 11
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) Цимлянской ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго»
1.ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения».
2.ГОСТ 1983-2001«Трансформаторынапряжения.Общиетехнические
условия».
3.ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4.ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин.
Общие технические условия».
5.ГОСТ 30206-94 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного
тока (классы точности 0,2S и 0,5S)».
6.ГОСТ26035-83«Счетчикиэлектрическойэнергиипеременноготока
электронные. Общие технические условия».
7.ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
8.Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-
измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Цимлянской ГЭС
ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель:
ООО «Р.В.С.»
Адрес: 117105, г. Москва, Варшавское шоссе, д.25А, стр.6 , БЦ Чайка Плаза 10.
тел.: +7 (495) 797-96-92
тел./факс: (495) 797-96-93
Заявитель:
ООО «Сервис-Метрология»
Юридический адрес: 119119, г. Москва, Ленинский пр-т, 42, 1-2-3
Почтовый адрес: 119119, г. Москва, Ленинский пр-т, 42, 25-35
Тел. (499) 755-63-32
Испытательный центр:
Федеральное государственное унитарное предприятие
«Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы»
(ФГУП «ВНИИМС»)
Юридический адрес:
119361, г. Москва
ул. Озерная, д. 46
тел./факс: 8(495)437-55-77
Аттестат аккредитации государственного центра испытаний № 30004-08 от 27.06.2008 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииВ.Н. Крутиков
М.п.«____»_____________2011 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 41949-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Тагилэнергосети" | Нет данных | ООО "АРСТЭМ-ЭнергоТрейд", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 73777-19 | Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-1 (ДНС-17) Северо-Харампурского месторождения | Нет данных | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань | 1 год | Перейти |
| 69033-17 | Система виброакустическая | 3630-W-035/3629-W-248 | Компания "Bruel & Kjaer Sound & Vibration Measurement A/S", Дания | 1 год | Перейти |
| 60654-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Чемская" Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Новосибирской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 29221-05 | Комплексы аппаратно-программные измерительно-управляющие | Петроникс | ЗАО "ЛУКОЙЛ-Информ", г.Москва | 2 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений