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 электрической энергии ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Рязаньтранснефтепродукт" по ППС "Плавск", ППС "Венев", ЛПДС "Рязань" Нет данных, ГРСИ 51828-12
Номер госреестра:
51828-12
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Рязаньтранснефтепродукт" по ППС "Плавск", ППС "Венев", ЛПДС "Рязань"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 1
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 48791
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учетаэлектрическойэнергииОАО«АК«Транснефть»вчасти
ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Ря-
зань»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии ОАО «АК «Транснефть»
»
в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт»
по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань» предназначена для измерений активной и
реактивной электрической энергии и мощности, измерений времени в координированной
шкале времени UTC.
Описание средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по
ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань» (далее – АИИС КУЭ) реализована в объеме
первой пусковой очереди и представляет двухуровневую систему с централизованным
управлением и распределенной функцией выполнения измерений активной и реактивной
электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
– автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной
электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и
реактивной мощности;
– периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов
измерений (привязанных к координированной шкале времени UTC) о приращениях
электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с
дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
– хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от
несанкционированного доступа;
– передача результатов измерений на сервер и автоматизированные рабочие места
(АРМ);
– подготовка результатов измерений в ХML формате для их передачи по электронной
почте внешним организациям;
– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб,
паролей и т.п.);
– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
– ведение времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни.
Первый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК) включает в себя
измерительные трансформаторы тока и напряжения, счётчики активной и реактивной
электрической энергии и мощности по каждому присоединению (точке измерений).
Устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) «Сикон С70», установленное на уровне
ИИК работает в «прозрачном» режиме при обращении сервера ИВК к счетчикам
электроэнергииивыполняетфункциишлюза-концентратора(каналообразующей
аппаратуры).
Лист № 2
всего листов 8
Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает
«Центр сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть»
(№38424-08
в реестре средств измерений Федерального информационного фонда РФ), рабочие
станции (АРМ).
Аналоговые сигналы от первичных преобразователей электрической энергии
(трансформаторов тока и напряжения) поступают на счетчики электрической энергии.
Счетчики электрической энергии являются измерительными приборами, построенными на
принципе цифровой обработки входных аналоговых сигналов. По мгновенным значениям
силы и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются
мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.
Средняя за этот период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и
полной мощности.
Измерительнаяинформациянавыходесчетчикаформируетсябезучета
коэффициентов трансформации тока и напряжения.
Данные со счетчиков поступают на уровень ИВК, где выполняется 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, отображение информации на
мониторах АРМ и передача данных в организации – участники оптового рынка электрической
энергии и мощности через каналы связи интернет-провайдеров.
В счетчиках электрической энергии и на сервере ИВК ведутся журналы событий.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) формируется на всех уровнях и
выполняет законченную функцию измерений времени и интервалов времени. В состав СОЕВ
входит сервер ИВК с встроенными часами, время которого синхронизируется от источников
частоты и времени/сервера синхронизации времени ССВ-1Г (№ 39485-08 в реестре средств
измерений Федерального информационного фонда РФ) основного и резервного.
На уровне ИИК для защиты информации от несанкционированного доступа
применяются следующие меры:
– пломбирование клеммных сборок электрических цепей трансформаторов тока и
напряжения;
– пломбирование клеммных сборок электросчетчиков;
– пломбирование клеммных сборок линии передачи информации по интерфейсу
RS-485;
– пломбирование клеммных сборок УСПД после выполнения монтажных работ;
На уровне ИВК защита информации организована с применением следующих
мероприятий:
– ограничение доступа к cерверу АИИС КУЭ;
– установление учетных записей пользователей и паролей доступа к cерверу АИИС
КУЭ.
В составе АИИС КУЭ обеспечена сохранность информации при авариях. Под
авариями следует понимать потери питания и отказы (потери работоспособности)
технических и программно-технических средств.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимых частей программного обеспе-
чения приведены в таблице 1.
Лист № 3
всего листов 8
MD5
MD5
MD5
MD5
ACA7D544FAD3B166
916B16BB99359891
MD5
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иден-
тификатора
ПО
Converge
Таблица 1 – Идентификационные данные
Номер вер-
Наименова-Идентификационное на-сии (иденти-
ние про- именование программного фикацион-
граммыобеспечения (имя файла)ный номер)
ПО
Landis+Gyr Converge 3.5.1 3.5.001.268
(Converge.msi) Rev. 64500
ЭнергоМо-Energy Monitor
нитор(Web Monitor Setup.msi)
1.8.0.0
ГенераторXML Report Generator
XML-(XML Service Setup.msi;–
отчетовXML Client Setup.msi)
–
Цифровой идентифика-
тор программного обес-
печения (контрольная
сумма исполняемого
кода)
B1E67B8256DE3F55
46A96054A2062A1E
1E6CE427DAC589A
FE884AB490632BC4B
9486BC5FC4BC0D3
26752E133D125F13D;
37F58D0D9FB444D
085405EB4A16E7A84
621E4F49FB74E52F
9FFADA2A07323FBD
ЭМ Адми-EM Admin (EM Admin
нистраторSetup.msi)
Ручной им-Manual Converge Import
порт в(Manual Converge Im-–
Convergeport.msi)
Влияние программного обеспечения на относительную погрешность измерений
электрической энергии и мощности отсутствует.
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
N
Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические
характеристики приведены в таблице 2.
Номинальная функция преобразования при измерении электрической энергии
W
P
(
W
Q
)
=
2
×
A
×
К
ТН
×
К
ТТ
где: N – число импульсов в регистре профиля мощности счетчика электрической энергии,
имп;
А – постоянная счетчика электрической энергии, имп/кВт∙ч (квар∙ч);
К
тн
– коэффициент трансформации измерительного трансформатора напряжения (ТН);
К
тт
– коэффициент трансформации измерительного трансформатора тока (ТТ).
СЭТ-4ТМ.03М
Таблица 2 – Состав и метрологические характеристики измерительных каналов
Канал измеренийСостав измерительного канала
Классточности,
Номер Наименованиекоэффициент
ИКприсоединения трансформации,
№ГосреестраСИ
Фаза
Вид элек-
ВидОбозначениетрической
энергии
Погреш-
ность, %
12
34
КлТ=0,5S
ТТК
тт
=600/5
2473-05
56
AТЛМ-10
BТЛМ-10
CТЛМ-10
A
BНАМИТ-10
C
ППС Плавск
КРУН-10 кВ яч.2
1ввод №1 от яч.16
РУ-10 кВ ПС
«Тяговая»
КлТ=0,5
ТН К
тн
=10000/100
16687-07
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
78
– активная
δ
1
.а
.о
= ±
1,5;
прямая;
δ
2
.а
.о
= ±
1,3;
– активная
δ
1.р
.
о
= ±
2,3;
обратная;
δ
2.р
.
о
= ±
1,9;
– реактивная
δ
1
.а
.р
=
± 1,6;
прямая;
δ
2.а.р
= ± 1,4;
– реактивная
δ
1.
р.
р
= ±
2,7;
обратная
δ
2.р.р
= ±
2,4.
Лист № 4
всего листов 8
2
СЭТ-4ТМ.03М
3
СЭТ-4ТМ.03М
4
СЭТ-4ТМ.03М
5
СЭТ-4ТМ.03М
6
СЭТ-4ТМ.03М
7
СЭТ-4ТМ.03М
1
56
AТЛМ-10
BТЛМ-10
CТЛМ-10
A
BНАМИТ-10
C
234
КлТ=0,5S
ТТК
тт
=600/5
ППС Плавск РП-
2473-05
10 кВ яч.1 вводКлТ=0,5
от яч.6 РУ-10 кВТН К
тн
=10000/100
ПС «Тяговая» 16687-07
78
– активная
δ
1
.а
.о
= ±
1,5;
прямая;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
– активная
δ
1.р
.
о
= ±
2,3;
обратная;
δ
2.р
.
о
= ±
1,9;
– реактивная
δ
1
.а
.р
=
± 1,6;
прямая;
δ
2.а.р
= ± 1,4;
– реактивная
δ
1.
р.
р
= ±
2,7;
обратная
δ
2.р.р
= ±
2,4.
ТН
AТЛМ-10
BТЛМ-10
CТЛМ-10
A
BНАМИТ-10
C
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
КлТ=0,5S
ТТК
тт
=600/5
ППС Плавск
2473-05
КРУН-10 кВ
КлТ=0,5
яч.21 ввод №1 от
К
тн
=10000/100
РП-10 кВ Ф-6
16687-07
– активная
δ
1
.а
.о
= ±
1,5;
прямая;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
– активная
δ
1.р
.
о
= ±
2,3;
обратная;
δ
2.р
.
о
= ±
1,9;
– реактивная
δ
1
.а
.р
=
± 1,6;
прямая;
δ
2.а.р
= ± 1,4;
– реактивная
δ
1.
р.
р
= ±
2,7;
обратная
δ
2.р.р
= ±
2,4.
ТН
AТЛМ-10
BТЛМ-10
CТЛМ-10
A
BНАМИТ-10
C
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
КлТ=0,5S
ТТК
тт
=600/5
ППС Венев ПС
2473-05
«Нефтяная»
КлТ=0,5
110/10 кВ ЗРУ-10
К
тн
=10000/100
кВ яч.2
16687-07
– активная
δ
1
.а
.о
= ±
1,5;
прямая;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
– активная
δ
1.р
.
о
= ±
2,3;
обратная;
δ
2.р
.
о
= ±
1,9;
– реактивная
δ
1
.а
.р
=
± 1,6;
прямая;
δ
2
.а
.р
= ±
1,4;
– реактивная
δ
1.
р.
р
=
± 2,7;
обратная
δ
2.р.р
= ±
2,4.
ТН
AТЛМ-10
BТЛМ-10
CТЛМ-10
A
BНАМИТ-10
C
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
КлТ=0,5S
ТТК
тт
=600/5
ППС Венев ПС
2473-05
«Нефтяная»
КлТ=0,5
110/10 кВ ЗРУ-10
К
тн
=10000/100
кВ яч.13
16687-07
– активная
δ
1
.а
.о
= ±
1,5;
прямая;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
– активная
δ
1.р
.
о
= ±
2,3;
обратная;
δ
2.р
.
о
= ±
1,9;
– реактивная
δ
1
.а
.р
=
± 1,6;
прямая;
δ
2.а.р
= ± 1,4;
– реактивная
δ
1.
р.
р
= ±
2,7;
обратная
δ
2.р.р
= ±
2,4.
–
AТ-0,66
BТ-0,66
CТ-0,66
A
B
C
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
КлТ=0,5S
ТТК
тт
=50/5
ППС Венев ПС
22656-07
«Нефтяная»
110/10 кВ ТСН-1ТН
– активная
δ
1
.а
.о
= ±
1,3;
прямая;
δ
2.а.о
= ± 1,0;
– активная
δ
1.р
.
о
= ±
2,0;
обратная;
δ
2.р
.
о
= ±
1,6;
– реактивная
δ
1
.а
.р
=
± 1,5;
прямая;
δ
2
.а
.р
= ±
1,2;
– реактивная
δ
1.
р.
р
=
± 2,5;
обратная
δ
2.р.р
= ±
2,2.
–
AТ-0,66
BТ-0,66
CТ-0,66
A
B–
C
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
КлТ=0,5S
ТТК
тт
=50/5
ППС Венев ПС
22656-07
«Нефтяная»
110/10 кВ ТСН-2ТН
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
– активная
δ
1
.а
.о
= ±
1,3;
прямая;
δ
2
.а
.о
= ±
1,0;
– активная
δ
1.р
.
о
= ±
2,0;
обратная;
δ
2.р
.
о
= ±
1,6;
– реактивная
δ
1
.а
.р
=
± 1,5;
прямая;
δ
2.а.р
= ± 1,2;
– реактивная
δ
1.
р.
р
= ±
2,5;
обратная
δ
2.р.р
= ±
2,2.
Лист № 5
всего листов 8
СЭТ-4ТМ.03М
СЭТ-4ТМ.03М
СЭТ-4ТМ.03М
СЭТ-4ТМ.03М
СЭТ-4ТМ.03М
СЭТ-4ТМ.03М
2473-05
КлТ=0,5
н
К =10000/100
56
AТЛМ-10
BТЛМ-10
CТЛМ-10
A
BНАМИТ-10
C
отвод №1
78
– активная
δ
1
.а
.о
= ±
1,5;
прямая;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
– активная
δ
1.р
.
о
= ±
2,3;
обратная;
δ
2.р
.
о
= ±
1,9;
– реактивная
δ
1
.а
.р
=
± 1,6;
прямая;
δ
2.а.р
= ± 1,4;
– реактивная
δ
1.
р.
р
= ±
2,7;
обратная
δ
2.р.р
= ±
2,4.
2473-05
КлТ=0,5
AТЛМ-10
BТЛМ-10
CТЛМ-10
A
BНАМИТ-10
C
кВ яч.11 СХК №2
отвод №2
– активная
δ
1
.а
.о
= ±
1,5;
прямая;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
– активная
δ
1.р
.
о
= ±
2,3;
обратная;
δ
2.р
.
о
= ±
1,9;
– реактивная
δ
1
.а
.р
=
± 1,6;
прямая;
δ
2.а.р
= ± 1,4;
– реактивная
δ
1.
р.
р
= ±
2,7;
обратная
δ
2.р.р
= ±
2,4.
2473-05
ТН
КлТ=0,5
AТЛМ-10
BТЛМ-10
CТЛМ-10
A
BНАМИТ-10
C
СХК №1 отвод
№1
– активная
δ
1
.а
.о
= ±
1,5;
прямая;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
– активная
δ
1.р
.
о
= ±
2,3;
обратная;
δ
2.р
.
о
= ±
1,9;
– реактивная
δ
1
.а
.р
=
± 1,6;
прямая;
δ
2
.а
.р
= ±
1,4;
– реактивная
δ
1.
р.
р
=
± 2,7;
обратная
δ
2.р.р
= ±
2,4.
2473-05
ТН
КлТ=0,5
AТЛМ-10
BТЛМ-10
CТЛМ-10
A
BTrial-10 C
СХК №1 отвод
№2
– активная
δ
1
.а
.о
= ±
1,5;
прямая;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
– активная
δ
1.р
.
о
= ±
2,3;
обратная;
δ
2.р
.
о
= ±
1,9;
– реактивная
δ
1
.а
.р
=
± 1,6;
прямая;
δ
2.а.р
= ± 1,4;
– реактивная
δ
1.
р.
р
= ±
2,7;
обратная
δ
2.р.р
= ±
2,4.
ТН
КлТ=0,5
AТПОЛ-10М
BТПОЛ-10М
CТПОЛ-10М
A
BНАМИТ-10
C
ввод №1 6 кВ
– активная
δ
1
.а
.о
= ±
1,5;
прямая;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
– активная
δ
1.р
.
о
= ±
2,3;
обратная;
δ
2.р
.
о
= ±
1,9;
– реактивная
δ
1
.а
.р
=
± 1,6;
прямая;
δ
2
.а
.р
= ±
1,4;
– реактивная
δ
1.
р.
р
=
± 2,7;
обратная
δ
2.р.р
= ±
2,4.
ТН
AТПОЛ-10М
BТПОЛ-10М
CТПОЛ-10М
A
BНАМИТ-10
C
1234
КлТ=0,5S
ППС Венев ПС
ТТК
тт
=100/5
«Нефтяная»
8110/10 кВ ЗРУ-10
кВ яч.4 СХК №2ТН
т
16687-07
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
КлТ=0,5S
ППС Венев ПС
ТТК
тт
=100/5
«Нефтяная»
9
110/10 кВ ЗРУ-10
ТН К
тн
=10000/100
16687-07
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
КлТ=0,5S
ППС Венев
ТТК
тт
=100/5
КРУН-10 кВ
10
ЗРУ-10 кВ яч.8
К
тн
=10000/100
16687-07
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
КлТ=0,5S
ППС Венев
ТТК
тт
=100/5
КРУН-10 кВ
11
ЗРУ-10 кВ яч.13
К
тн
=10000/100
16687-07
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
КлТ=0,5S
ТТК
тт
=1500/5
ЛПДС Рязань
37853-08
12
ЗРУ-6 кВ яч.1
К
тн
=6000/100
16687-07
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик 36697-08
КлТ=0,5S
ТТК
тт
=150/5
37853-08
ЛПДС Рязань
КлТ=0,5
13ЗРУ-6 кВ яч.5
К
тн
=6000/100
16687-07
Счет- КлТ=0,2S/0,5
чик36697-08
– активная
δ
1
.а
.о
= ±
1,5;
прямая;
δ
2
.а
.о
= ±
1,3;
– активная
δ
1.р
.
о
= ±
2,3;
обратная;
δ
2.р
.
о
= ±
1,9;
– реактивная
δ
1
.а
.р
=
± 1,6;
прямая;
δ
2.а.р
= ± 1,4;
– реактивная
δ
1.
р.
р
= ±
2,7;
обратная
δ
2.р.р
= ±
2,4.
Лист № 6
всего листов 8
ТТ
ТН
14
ЛПДС Рязань
ЗРУ-6 кВ яч.15
ввод №2 6 кВ
СЭТ-4ТМ.03М
ТТ
ТН
–
15
ЛПДС Рязань
Щитовое
помещение
ввод №1 0,4 кВ
СЭТ-4ТМ.03М
ТТ
ТН
–
16
ЛПДС Рязань
Щитовое
помещение
ввод №2 0,4 кВ
СЭТ-4ТМ.03М
1
2
3
56
AТПОЛ-10М
BТПОЛ-10М
CТПОЛ-10М
A
BНАМИТ-10
C
Счет-
чик
78
– активная
δ
1
.а
.о
= ±
1,5;
прямая;
δ
2.а.о
= ± 1,3;
– активная
δ
1.р
.
о
= ±
2,3;
обратная;
δ
2.р
.
о
= ±
1,9;
– реактивная
δ
1
.а
.р
=
± 1,6;
прямая;
δ
2.а.р
= ± 1,4;
– реактивная
δ
1.
р.
р
= ±
2,7;
обратная
δ
2.р.р
= ±
2,4.
4
КлТ=0,5S
К
тт
=150/5
37853-08
КлТ=0,5
К
тн
=6000/100
16687-07
КлТ=0,2S/0,5
36697-08
КлТ=0,5S
К
тт
=150/5
22656-07
AТ-0,66
BТ-0,66
CТ-0,66
A
B–
C
Счет-
чик
– активная
δ
1
.а
.о
= ±
1,3;
прямая;
δ
2
.а
.о
= ±
1,0;
– активная
δ
1.р
.
о
= ±
2,0;
обратная;
δ
2.р
.
о
= ±
1,6;
– реактивная
δ
1
.а
.р
=
± 1,5;
прямая;
δ
2.а.р
= ± 1,2;
– реактивная
δ
1.
р.
р
= ±
2,5;
обратная
δ
2.р.р
= ±
2,2.
КлТ=0,2S/0,5
36697-08
КлТ=0,5S
К
тт
=150/5
22656-07
AТ-0,66
BТ-0,66
CТ-0,66
A
B–
C
Счет-
чик
КлТ=0,2S/0,5
36697-08
– активная
δ
1
.а
.о
= ±
1,3;
прямая;
δ
2
.а
.о
= ±
1,0;
– активная
δ
1.р
.
о
= ±
2,0;
обратная;
δ
2.р
.
о
= ±
1,6;
– реактивная
δ
1
.а
.р
=
± 1,5;
прямая;
δ
2
.а
.р
= ±
1,2;
– реактивная
δ
1.
р.
р
=
± 2,5;
обратная
δ
2.р.р
= ±
2,2.
Примечания:
1 В столбце 8 таблицы 2 приведены границы допускаемой относительной
погрешности при доверительной вероятности, равной 0,95, при следующих условиях:
δ
1.а.о
–границыдопускаемойосновнойпогрешностиизмеренийактивной
электрической энергии при I = 0,1·I
ном
и cosφ = 0,8;
δ
2.а.о
–границыдопускаемойосновнойпогрешностиизмеренийактивной
электрической энергии при I = I
ном
и cosφ = 0,8;
δ
1.р.о
– границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной
электрической энергии при I = 0,1·I
ном
и sinφ = 0,6;
δ
2.р.о
– границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной
электрической энергии при I = I
ном
и sinφ = 0,6;
δ
1.а.р
– границы допускаемой погрешности измерений активной электрической
энергии в рабочих условиях применения при I = 0,1·I
ном
и cosφ = 0,8;
δ
2.а.р
– границы допускаемой погрешности измерений активной электрической
энергии в рабочих условиях применения при I = I
ном
и cosφ = 0,8;
δ
1.р.р
– границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической
энергии при в рабочих условиях применения I = 0,1·I
ном
и sinφ = 0,6;
δ
2.р.р
– границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической
энергии в рабочих условиях применения при I = I
ном
и sinφ = 0,6;
2 Измерительные каналы включают измерительные ТТ по ГОСТ 7746-2001,
измерительные ТН по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52323-2005
в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме
измерения реактивной электрической энергии.
3 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с
настоящим описанием типа АИИС КУЭ.
Лист № 7
всего листов 8
Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы вре-
мени UTC± 5 с.
Нормальные условия применения:
– температура окружающего воздуха, °С21 … 25; –
относительная влажность воздуха, %30 … 80; –
атмосферное давление, кПа (от 630 до 795 мм рт. Ст.)84 … 106;
– напряжение питающей сети переменного тока, В215,6 … 224,4;
– частота питающей сети переменного тока, Гц49,85 … 50,15;
– индукция внешнего магнитного поля, мТл не более0,05.
Рабочие условия применения:
– напряжение питающей сети переменного тока, В198 … 242
– частота питающей сети, Гц49 … 51
– температура (для ТН и ТТ), °С[–30] … 40
– температура (для счетчиков, УСПД)5 … 35
– температура (для сервера, АРМ, каналообразующего
и вспомогательного оборудования), °С10 … 30
– индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл0 … 0,5
Среднее время наработки на отказ 3572 ч
Средний срок службы 12 лет
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится с помощью принтера на титульные листы (место
нанесения – вверху, справа) эксплуатационной документации системы автоматизированной
информационно-измерительнойкоммерческогоучетаэлектрическойэнергии
ОАО «АК «Транснефть».
Комплектность средства измерений
Комплектностьсистемыавтоматизированнойинформационно-измерительной
коммерческогоучета электрическойэнергииОАО «АК«Транснефть»вчасти
ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань»
приведена в таблице 3.
Таблица 3 – Комплектность
Наименование изделияКол-во шт.Примеча-
ние
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М16
Трансформатор тока ТЛМ-1027
Трансформатор тока Т-0,6612
Трансформатор тока ТПОЛ-10М 9
Трансформатор напряжения НАМИТ-10 9
УСПД Сикон С70 3
УСВ ССВ-1Г.02 1
Программный комплекс «Converge» 1
Методика поверки ИЭН 1956РД-12.01.МП 1
Инструкция по эксплуатации ИЭН 1956РД-12.ЭСУ.ИЭ 1
Формуляр ИЭН 1956РД-12.ЭСУ.ПС 1
Поверка
осуществляетсяпометодикеповеркиМП51828-12«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК
«Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев»,
ЛПДС «Рязань». Методика поверки», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ
«Пензенский ЦСМ» 26 октября 2012 г.
Лист № 8
всего листов 8
Межповерочный интервал 4 года.
Рекомендуемые средства поверки и требуемые характеристики:
– мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности
измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 º. Пределы допускаемой
относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до
300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой
относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25
А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной
погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;
– радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со
шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.
Сведения о методиках (методах) измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по
ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань». Методика измерений электрической энергии.
Свидетельство об аттестации № 01.00230/26-2012 от 26.10.2012 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Рекомендации по областям применения в сферах государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ОАО «Ивэлектроналадка»
Юридический адрес: 153002, Россия, г. Иваново, ул. Калинина, 5.
Почт. адрес: 153032, ул. Ташкентская, д.90, г. Иваново.
Тел. (4932) 230-230. Тел./факс (4932) 29-88-22.
Испытательный центр
ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный
центр стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области» (ФБУ «Пензенский
ЦСМ»)
Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20;
Телефон/факс: (8412) 49-82-65, e-mail:
Аттестат аккредитации: ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» зарегистрирован в
Государственном реестре средств измерений под № 30033-10.
Ф. В. Булыгин
Заместитель Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии
М.п.
«___» _______________ 2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 70874-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Восточная | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 51618-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО "Ижорский трубный завод" | Нет данных | ООО "Оператор коммерческого учета", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 52956-13 | Счетчики электрической энергии однофазные электронные | ЭУ20М | ООО "Энергоучет", г.С.-Петербург | 16 лет | Перейти |
| 33518-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ОАО "Российские Железные Дороги" в границах ОАО "Кузбассэнерго" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 33366-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Камбарка" ОАО "Российские Железные Дороги" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 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