ГРСИ 53056-13: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО АНК "Башнефть" филиал "Башнефть-Новойл" Нет данных. Поверка

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

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
53057-13

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО АНК "Башнефть" филиал "Башнефть-Новойл" Нет данных, ГРСИ 53056-13

Смотреть ГРСИ
53055-13

Номер госреестра:

53056-13

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО АНК "Башнефть" филиал "Башнефть-Новойл"

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ЗАО НПП "ЭнергопромСервис", г.Москва

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 01

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству № 50245

об утверждении типа средств измерений

лист № 1

всего листов 12

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО АНК «Башнефть» филиал «Башнефть-

Новойл»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО АНК «Башнефть»

филиал «Башнефть-Новойл» (далее по

тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для

осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления

электроэнергии и мощности на оптовом рынке электроэнергии и мощности (далее по тексту –

ОРЭМ) в ОАО АНК «Башнефть» филиал «Башнефть-Новойл» по расчетным точкам учета,

сбора, хранения и обработки полученной информации. Отчетная документация о результатах

измерений может передаваться коммерческому оператору оптового рынка электроэнергии и

мощности (далее по тексту – КО), энергосбытовой организации, региональным подразделениям

системного оператора Единой энергетической системы России (далее по тексту – СО),

смежным субъектам ОРЭМ в рамках согласованного регламента.

Полученные данные и результаты измерений

могут использоваться

для

коммерческих

расчетов и оперативного управления выработкой и потреблением электроэнергии.

Описание средства измерений

АИИС

КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную

системусцентрализованнымуправлениемираспределеннойфункциейизмерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх уровней:

1-ый уровень – измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные

трансформаторытока(ТТ),многофункциональныесчетчикиактивнойиреактивной

электрической энергии (далее по тексту – счетчики), вторичные измерительные цепи и

технические средства приема-передачи данных;

2-ой уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

который включает в себя устройство сбора и обработки данных (УСПД), технические средства

приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия

между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и

программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и

хранение;

3-ой уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в

себя серверы сбора, обработки и хранения данных, расположенные в центре обработки данных

(ЦОД) ОАО АНК «Башнефть» филиал «Башнефть-Уфанефтехим» (далее по тексту – серверы

АИИС КУЭ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные

рабочие места операторов ЦОД и ОАО АНК «Башнефть» филиал «Башнефть-Новойл»,

технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного

взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих

и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и

хранение.

ВкачествесерверовАИИС КУЭиспользуютсяпромышленныекомпьютеры

HP DL380 G7 X (зав. номера CZ220403V8 – основной, CZ220403V5 – резервный) производства

компании HP с установленным программным обеспечением «Программный комплекс

«Энергосфера» (далее по тексту – ПК «Энергосфера») производства ООО «Прософт Системы».

лист № 2

Всего листов 12

В качестве УСПД используется контроллер сетевой индустриальный СИКОН С10

(номер в Госреестре 21741-03), зав. номер 313.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к

единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной

дискретностью учета (30 мин);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей

требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и

от несанкционированного доступа;

- передача результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений

и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от

несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и

т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);

- передача журналов событий счетчиков;

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в

аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на

измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых

сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического

тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные

значения активной, реактивной и полной мощности. Электрическая

энергия, как интеграл по

времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

УСПД автоматически в соответствии с параметрами конфигурации один раз в 30 мин по

линиям связи интерфейса RS-485 производит опрос, считывание, обработку, накопление,

хранение, отображение измерительной информации счетчиков ИИК №№ 1, 15. Считанные

данные результатов измерений приводятся к реальным значениям с учетом коэффициентов

трансформации ТТ и ТН и заносятся в базу данных. Также в базу данных заносятся журналы

событий счетчиков.

Сервер АИИС КУЭ автоматически в заданные интервалы времени (30 мин) производит

считывание из УСПД данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий

счетчиков ИИК №№ 1, 15. Также автоматически с периодичностью 30 мин сервер АИИС КУЭ

считывает данные профиля нагрузки и записей журнала событий счетчиков ИИК №№ 2 - 14, с

учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и счетчиков ИИК №№ 16, 17 – без учетом

коэффициентов трансформации ТТ и ТН с последующим приведением результатов их

измерений к реальным значениям.

Считывание сервером АИИС КУЭ данных осуществляется посредством сотовой сети

связи стандарта GSM 900/1800 с применением технологий пакетной передачи данных GPRS

(ИИК № 2

- 14, 16, 17) и технологии CSD (УСПД). После

поступления на сервер считанной

информации с помощью внутренних сервисов ПК «Энергосфера» данные обрабатываются и

записываются в энергонезависимую память сервера (заносятся в базу данных). При выходе из

строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном

режиме с использованием инженерного пульта (ноутбука) через встроенный оптический порт.

лист № 3

Всего листов 12

В соответствии с договором об информационном обмене с ООО «Башкирская

генерирующая компания» (ООО «БГК») информация о результатах измерений ИИК № 8.12 -

8.24, 8.30, 8.315, 8.36 – 8.42, 9.22, 9.32 (Таблица 3) АИИС КУЭ ООО «БГК» (номер в Госреестре

52559-13), по электронной почте, в виде файла формата XML поступает в сервер АИИС КУЭ

ОАО АНК «Башнефть» филиал «Башнефть-Уфанефтехим».

Посредством АРМ операторов ЦОД при помощи ПК «Энергосфера» осуществляется

обработка информации и

последующая

ее

передача энергосбытовой организации и/или КО в

виде электронного файла формата XML. Передача информации в региональное подразделение

СО и смежным субъектам оптового рынка осуществляется с сервера АИИС КУЭ в

автоматическом режиме.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения

единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ,

счетчиков, УСПД, сервера АИИС КУЭ. В качестве УССВ используется NTP-сервер точного

времени «Метроном-200», зав. номер 030111146220, производства ООО «Метротек»,

укомплектованный антенной для приема сигналов точного времени систем GPS/ГЛОНАСС.

Сравнение

показаний часов сервера АИИС КУЭ и УССВ происходит с цикличностью

один раз в 1024 с. Синхронизация осуществляется при каждом цикле сравнения не зависимо от

величины расхождения показаний часов сервера и УССВ.

Сравнение показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом

обращении к УСПД, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при

расхождении показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ± 2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК №№ 1, 15, 16 и УСПД происходит при

каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация

осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на

величину более чем ± 2 с.

Сравнение показаний часов счетчика ИИК №№ 2 - 14, 17, 18 и сервера АИИС КУЭ

происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут,

синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчика и

сервера АИИС КУЭ на величину более чем ± 2 с.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (далее по тексту – ПО) АИИС КУЭ входит: базовое

(системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой

информации, сервисные программы, программные средства СБД АИИС КУЭ - ПО систем

управления базами данных (СУБД SQL), и прикладное ПО – ПК «Энергосфера», программные

средства счетчиков электроэнергии – встроенное ПО счетчиков электроэнергии, встроенное ПО

УСПД, ПО СОЕВ.

Состав прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.

лист № 4

Всего листов 12

Наименование

программного

обеспечения

Идентификационное

наименование

программного

обеспечения

Номер версии

(идентификаци-

онный номер)

программного

обеспечения

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификатор

а программного

обеспечения

6.5.62.2139

868190359

CRC

6.5.103.2840

1274778333

CRC

6.3.72.688

253026022

CRC

ПО на

серверах АИИС КУЭ

6.3.287.4376

3996201368

CRC

6.3.287.4376

3996201368

CRC

ПО на АРМ ЦОД

6.5.97.1554

3244679612

CRC

ПК «Энергосфера»

АРМ Энергосфера

ControlAge.exe

6.5.97.1554

3244679612

CRC

Таблица 1

Цифровой

идентификатор

программного

обеспечения

(контрольная

сумма

исполняемого

кода)

ПК «Энергосфера»

Сервер опроса

PSO.exe

ПК «Энергосфера»

Экспорт-импорт

Expimp.exe

ПК «Энергосфера»

Консоль

администратора

adcenter.exe

ПК «Энергосфера»

Редактор расчетных

схем

AdmTool.exe

ПК «Энергосфера»

Редактор расчетных

схем

AdmTool.exe

ПК «Энергосфера»

АРМ Энергосфера

ControlAge.exe

ПО на АРМ

ОАО АНК

«Башнефть» филиал

«Башнефть-Новойл»

ПО АИИС КУЭ не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и

преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Метрологические и технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 4 и Таблице 5.

№

ИИК

Наименовани

еИИК

(присоедине-

ния)

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

электрической

энергии

Вид

элект-

роэнер

гии

ПС 220/110/35

НПЗ ОРУ-110 кВ

СШ-110 кВ яч.4

ВЛ-110 кВ НПЗ -

ГПП-4 НУНПЗ

ТВ-110/50

КТ 1

1000/5

Зав. №№ 2986А;

2986В; 2986С

Госреестр № 3190-72

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

Зав. № 02059365

Госреестр № 27524-04

СИКОН С10

Зав. № 313

Госреестр № 21741-03

Активная

Реактивная

ГПП-4 Новойл

РУ-35 кВ Ввод

35 кВ Т2

ЕМ 720

КТ 0,2S/1

Зав. № 953621

Госреестр № 39235-08

Активная

Реактивная

ГПП-4 Новойл

РУ-6 кВ 3 СШ

Ввод 6 кВ Т2

НТМИ-6-66

КТ 0,5

6000/100

Зав. № 5474

Госреестр № 2611-70

ЕМ 720

КТ 0,2S/1

Зав. № 953811

Госреестр № 39235-08

Активная

Реактивная

ГПП-4 Новойл

РУ-6 кВ 4 СШ

Ввод 6 кВ Т2

НТМИ-6-66

КТ 0,5

6000/100

Зав. № 6895

Госреестр № 2611-70

ЕМ 720

КТ 0,2S/1

Зав. № 953612

Госреестр № 39235-08

Активная

Реактивная

ГПП-4 Новойл

ТСН-2 6 кВ

НТМИ-6-66

КТ 0,5

6000/100

Зав. № 6895

Госреестр № 2611-70

ЕМ 720

КТ 0,2S/1

Зав. № 953641

Госреестр № 39235-08

Активная

Реактивная

ПС 35/6 кВ ЦРП-

2 РУ-6 кВ 2сш-6

кВ яч.29

НТМИ-6

КТ 0,5

6000/100

Зав. № 3111

Госреестр № 831-53

ЕМ 720

КТ 0,2S/1

Зав. № 953619

Госреестр № 39235-08

Активная

Реактивная

ПС ЦРП-РМБ

РУ-6 кВ 1сш-6

кВ яч.3

НТМК-6-48

КТ 0,5

6000/100

Зав. № 770

Госреестр № 323-49

ЕМ 720

КТ 0,2S/1

Зав. № 953644

Госреестр № 39235-08

Активная

Реактивная

ПС ЦРП-РМБ

РУ-6 кВ 1сш-6

кВ яч.1

НТМК-6-48

КТ 0,5

6000/100

Зав. № 770

Госреестр № 323-49

ЕМ 720

КТ 0,2S/1

Зав. № 953628

Госреестр № 39235-08

Активная

Реактивная

ПС ЦРП-РМБ

РУ-6 кВ 2сш-6

кВ яч.2

НТМК-6-48

КТ 0,5

6000/100

Зав. № 64

Госреестр № 323-49

ЕМ 720

КТ 0,2S/1

Зав. № 953606

Госреестр № 39235-08

–

HP DL380 G7 X

Зав №№ CZ220403V8;

CZ220403V5

Активная

Реактивная

лист № 5

Всего листов 12

Таблица 2

УСПДСервер

НКФ-110-57У1

КТ 0,5

(110000/√3)/(100/√3)

Зав. №№ 1043; 1057;

1053;

Госреестр № 1188-58

НКФ-110-83У1;

КТ 0,5

(110000/√3)/(100/√3)

Зав. № 28271

Госреестр № 1188-84

НКФ-110-57У1;

КТ 0,5

(110000/√3)/(100/√3)

Зав. № 1033; 1056

Госреестр № 1188-58

ЗНОМ-35-66У1

КТ 0,5

(35000/√3)/(100/√3)

Зав. №№ 1081251;

1081211; 1081851

Госреестр № 912-05

ТПОЛ-35

КТ 0,5

1000/5

Зав. №№ 1504; 1506;

1803

Госреестр № 5117-76

ТПШЛ-10

КТ 0,5

3000/5

Зав. №№ 4945; 4942;

4940

Госреестр № 1423-60

ТПШЛ-10

КТ 0,5

3000/5

Зав. №№ 3639; 3657;

4889

Госреестр № 1423-60

ТПЛМ-10

КТ 0,5

150/5

Зав. №№ 74215; -;

74243

Госреестр № 2363-68

ТПФМУ-10

КТ 0,5

300/5

Зав. №№ 14060; -;

11971

Госреестр № 814-53

ТПЛ-10

КТ 0,5

200/5

Зав. №№ 41210; -;

41488

Госреестр № 1276-59

ТПЛ-10-М-1

КТ 0,5S

100/5

Зав. №№ 2161; -;

2136

Госреестр № 47958-

ТПЛ-10-М-1

КТ 0,5S

100/5

Зав. №№ 2135; -;

2137

Госреестр № 47958-

ПС ЦРП-РМБ

РУ-6 кВ 2сш-6

кВ яч.4

НТМК-6-48

КТ 0,5

6000/100

Зав. № 64

Госреестр № 323-49

ЕМ 720

КТ 0,2S/1

Зав. № 953626

Госреестр № 39235-08

Активная

Реактивная

ПС ЦРП-РМБ

РУ-6 кВ 1сш-6

кВ яч.9

НТМК-6-48

КТ 0,5

6000/100

Зав. № 770

Госреестр № 323-49

ЕМ 720

КТ 0,2S/1

Зав. № 953640

Госреестр № 39235-08

Активная

Реактивная

ПС ЦРП-РМБ

РУ-6 кВ 2сш-6

кВ яч.10

НТМК-6-48

КТ 0,5

6000/100

Зав. № 64

Госреестр № 323-49

ЕМ 720

КТ 0,2S/1

Зав. № 953632

Госреестр № 39235-08

Активная

Реактивная

ПС-44 РУ-6 кВ

1сш-6 кВ яч.1

ЕМ 720

КТ 0,2S/1

Зав. № 953622

Госреестр № 39235-08

Активная

Реактивная

ПС-121 РУ-6 кВ

1сш-6 кВ яч.12

НОМ-6

КТ 0,5

6000/100

Зав. № 41581; -; 41665

Госреестр № 159-49

ЕМ 720

КТ 0,2S/1

Зав. № 955049

Госреестр № 39235-08

–

Активная

Реактивная

ПС 220/110/35

кВ НПЗ ОРУ-110

кВ ОВМI-III

ТВ-110/50

КТ 1

1000/5

Зав. №№ 2989А;

2989В; 2989С

Госреестр № 3190-72

НКФ-110-83У1;

НКФ-110-57У1;

Зав. №№ 28271; 1033;

1056

Госреестр №№

1188-84; 1188-58;

1188-58

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

Зав. № 02056472

Госреестр № trial-04

СИКОН С10

Зав. № 313

Госреестр № 21741-03

Активная

Реактивная

ПС-124 РУ-6 кВ

2сш-6 кВ яч.10

ТПОЛ-10

КТ 0,5

100/5

Зав. №№ 5053; -; 153

Госреестр № 1261-02

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

Зав. № 0803122110

Госреестр № 36697-08

Активная

Реактивная

ПС-124 РУ-6 кВ

1сш-6 кВ яч.13

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

Зав. № 0812110417

Госреестр № 36697-08

–

HP DL380 G7 X

Зав №№ CZ220403V8;

CZ220403V5

Активная

Реактивная

лист № 6

Всего листов 12

Продолжение Таблицы 2

678

ЗНОЛ.06-6 У3

КТ 0,5

(6000/√3)/(100/√3)

Зав. №№ 2800; 2801;

4606

Госреестр № 3344-72

ТПЛ-10У3

КТ 0,5

200/5

Зав. №№ 38972; -;

38934

Госреестр № 1276-59

ТПЛ-10

КТ 0,5

200/5

Зав. №№ 07221; -;

27047

Госреестр № 1276-59

ТПЛ-10-М-1

КТ 0,5S

100/5

Зав. №№ 2176; -;

2177

Госреестр № 47958-

ТПЛ-10

КТ 0,5

150/5

Зав. №№ 4070; -;

55368

Госреестр № 1276-59

ТПОЛ-10

КТ 0,5

50/5

Зав. №№ 5701; -;

5699

Госреестр № 1261-02

НКФ-110-57У1

Зав. №№ 1043; 1057;

1053;

Госреестр № 1188-58

ТПОЛ-10

КТ 0,5

100/5

Зав. №№ 6970; -;

6977

Госреестр № 1261-02

КТ 0,5

(110000/√3)/(100/√3)

ЗНОЛ.06-6 У3

КТ 0,5

(6000/√3)/(100/√3)

Зав. №№ 5020; 5025;

5019

Госреестр № 3344-72

ЗНОЛ.06-6 У3

КТ 0,5

(6000/√3)/(100/√3)

Зав. №№ 5740; 5743;

5017

Госреестр № 3344-72

Наименование точек измерений (ИИК), включенных в АИИС КУЭ ООО «БГК»

Код точки измерений

лист № 7

Всего листов 12

Таблица 3

Номер

ИИК

8.12

8.13

8.14

8.15

8.16

8.17

8.18

8.19

8.20

8.21

8.22

8.23

8.24

8.30

8.31

8.36

8.37

8.38

8.39

8.40

8.41

8.42

9.22

9.32

Уфимская ТЭЦ-3; ВЛ-35 кВТЭЦ-3-НУНПЗ-2

Уфимская ТЭЦ-3; ГРУ-1 6 кВ 1 СШ, яч.2

Уфимская ТЭЦ-3; ГРУ-1 6 кВ 1 СШ, яч.4

Уфимская ТЭЦ-3; ГРУ-1 6 кВ 1 СШ, яч.6

Уфимская ТЭЦ-3; ГРУ-1 6 кВ 1 СШ, яч.10

Уфимская ТЭЦ-3; ГРУ-1 6 кВ 1 СШ, яч.12

Уфимская ТЭЦ-3; ГРУ-1 6 кВ 2 СШ, яч.24

Уфимская ТЭЦ-3; ГРУ-1 6 кВ 2 СШ, яч.26

Уфимская ТЭЦ-3; ГРУ-1 6 кВ 2 СШ, яч.28

Уфимская ТЭЦ-3; ГРУ-1 6 кВ 2 СШ, яч.30

Уфимская ТЭЦ-3; ГРУ-1 6 кВ 2 СШ, яч.32

Уфимская ТЭЦ-3; ГРУ-1 6 кВ 3 СШ, яч.38

Уфимская ТЭЦ-3; ГРУ-1 6 кВ 3 СШ, яч.50

Уфимская ТЭЦ-3; ГРУ-1 6 кВ 4 СШ, яч.58

Уфимская ТЭЦ-3; ГРУ-2 6 кВ 1 СШ, яч.6

Уфимская ТЭЦ-3; ГРУ-2 6 кВ 1 СШ, яч.8

Уфимская ТЭЦ-3; ГРУ-2 6 кВ 1 СШ, яч.14

Уфимская ТЭЦ-3; ГРУ-2 6 кВ 2СШяч.16

Уфимская ТЭЦ-3; ГРУ-2 6 кВ 1 СШ, яч.18

Уфимская ТЭЦ-3; ГРУ-2 6 кВ 2 СШ , яч.20

Уфимская ТЭЦ-3; ГРУ-2 6 кВ 2 СШ, яч.22

Уфимская ТЭЦ-4; ЗРУ-35 кВ 1СШ яч.6

Уфимская ТЭЦ-4; ЗРУ-35 кВ 2 СШ, яч.19

023070002208101

023070002208201

021150003314104

021150003314105

021150003314106

021150003314107

021150003314108

021150003314109

021150003314110

021150003314111

021150003314112

021150003314113

021150003314114

021150003314116

021150003314117

021150003314101

021150003314102

021150003314201

021150003314103

021150003314202

021150003314203

021150003314204

023070003208103

023070003208203

Номер ИИК

Коэф.

мощности

cos

8, 9, 12

ТТ – 0,5S;

ТН – 0,5;

Счетчик – 0,2S

2 - 7, 10, 11, 13,

14, 16, 17

ТТ – 0,5;

ТН – 0,5;

Счетчик – 0,2S

1, 15

ТТ – 1;

ТН – 0,5;

Счетчик – 0,2S

Таблица 4

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении

активной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации

, %

1(2)%

≤I

изм

≤I

изм

20%

≤I

изм

100%

≤I

изм

≤I

120%

1,0± 1,9

0,9± 2,2

0,8± 2,6

0,7± 3,2

0,6± 3,9

0,5± 4,8

1,0 –

0,9 –

0,8 –

0,7 –

0,6 –

0,5 –

1,0 –

0,9 –

0,8 –

0,7 –

0,6 –

0,5 –

± 1,2 ± 1,0 ± 1,0

± 1,4 ± 1,2 ± 1,2

± 1,7 ± 1,4 ± 1,4

± 2,1 ± 1,6 ± 1,6

± 2,5 ± 1,9 ± 1,9

± 3,0 ± 2,3 ± 2,3

± 1,9 ± 1,2 ± 1,0

± 2,4 ± 1,4 ± 1,2

± 2,9 ± 1,7 ± 1,4

± 3,6 ± 2,0 ± 1,6

± 4,4 ± 2,4 ± 1,9

± 5,5 ± 3,0 ± 2,3

± 3,4 ± 1,9 ± 1,4

± 4,4 ± 2,4 ± 1,7

± 5,5 ± 2,9 ± 2,1

± 6,8 ± 3,6 ± 2,5

± 8,4 ± 4,4 ± 3,1

± 10,6 ± 5,4 ± 3,8

лист № 8

Всего листов 12

Номер ИИК

8, 9, 12

ТТ – 0,5S;

ТН – 0,5;

Счетчик – 1

2 - 7, 10, 11, 13, 14

ТТ – 0,5;

ТН – 0,5;

Счетчик – 1

16, 17

ТТ – 0,5;

ТН – 0,5;

Счетчик – 0,5

1, 15

ТТ – 1;

ТН – 0,5;

Счетчик – 0,5

Таблица 5

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении

реактивной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации

, %

Коэф.

мощ-

ности

cos

/sin

1(2)%

≤I

изм

≤I

изм

20%

≤I

изм

100%

≤I

изм

≤I

120%

0,9/0,44 –

0,8/0,6 –

0,7/0,71 –

0,6/0,8 –

0,5/0,87 –

0,9/0,44 –

0,8/0,6 –

0,7/0,71 –

0,6/0,8 –

0,5/0,87 –

0,9/0,44 –

0,8/0,6 –

0,7/0,71 –

0,6/0,8 –

0,5/0,87 –

0,9/0,44 –

0,8/0,6 –

0,7/0,71 –

0,6/0,8 –

0,5/0,87 –

± 4,7 ± 3,9 ± 3,9

± 3,9 ± 3,4 ± 3,4

± 3,5 ± 3,2 ± 3,2

± 3,3 ± 3,1 ± 3,1

± 3,2 ± 3,0 ± 3,0

± 7,1 ± 4,6 ± 3,9

± 5,3 ± 3,7 ± 3,4

± 4,5 ± 3,4 ± 3,2

± 4,1 ± 3,2 ± 3,1

± 3,8 ± 3,1 ± 3,0

± 6,5 ± 3,7 ± 2,9

± 4,6 ± 2,7 ± 2,3

± 3,7 ± 2,4 ± 2,0

± 3,3 ± 2,2 ± 1,9

± 3,1 ± 2,1 ± 1,9

± 12,5 ± 6,4 ± 4,5

± 8,5 ± 4,4 ± 3,1

± 6,7 ± 3,5 ± 2,5

± 5,6 ± 3,0 ± 2,2

± 4,9 ± 2,6 ± 2,0

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

Примечания:

1.ХарактеристикиотносительнойпогрешностиИИКданыдляизмерения

электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

напряжение переменного тока от 0,98·Uном до 1,02·Uном;

сила переменного тока от Iном до 1,2·Iном, cos

=0,9 инд;

температура окружающей среды: 20

С.

4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

напряжение переменного тока от 0,9·Uном до 1,1·Uном;

сила переменного тока от 0,05·Iном до 1,2·Iном для ИИК №№ 1 - 7, 10, 11, 13 - 17, от

0,01·Iном до 1,2·Iном для ИИК №№ 8, 9, 12;

температура окружающей среды:

для счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35

С;

для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

5. Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения

по ГОСТ 1983-2001, счетчики ИИК №№ 1, 15, 16 по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения

активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

счетчики ИИК №№ 2 - 14, 17, 18 по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной

электроэнергии и ГОСТ Р 52425-05 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

лист № 9

Всего листов 12

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии и

УСПД на аналогичные утвержденных типов

с метрологическими характеристиками не хуже,

чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте

порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его

неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

среднее время наработки на отказ:

счетчик СЭТ-4ТМ.03 – не менее 90000 часов;

счетчик СЭТ-4ТМ.03М – не менее 140000часов;

счетчик ЕМ 720 – не менее 92000 часов;

УСПД СИКОН С10 – не менее 70000 часов;

среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

для счетчик Тв ≤ 2 часа;

для УСПД Тв ≤ 2 часов;

для сервера Тв ≤ 1 час;

для компьютера АРМ Тв ≤ 1 час;

для модема Тв ≤ 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность

пломбирования;

насчетчикахпредусмотренавозможность пломбирование крышкизажимови

откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчика;

наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых

паролей на счетчиках, серверах, АРМ;

организациядоступакинформацииИВКпосредствомпаролейобеспечивает

идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;

защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования

цифровой подписи).

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

фактов параметрирования счетчика;

фактов пропадания напряжения;

фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках (функция автоматизирована);

сервере АИИС КУЭ, УСПД, АРМ (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчик электроэнергии (тридцатиминутный график нагрузки активной и реактивной

энергии в двух направлениях):

СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М – не менее 113 суток; при отключении питания – не менее 3

лет;

ЕМ 720 – за весь срок службы; при отключении питания – не менее 5 лет;

УСПД СИКОН С10 – коммерческий график нагрузки по каждому каналу – не менее 45

суток; при отключении питания – не менее 3 лет;

ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений –

за весь срок эксплуатации системы.

лист № 10

Всего листов 12

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации

АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средств измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6

Наименование

Тип

MOXA NPort IA 5150

ПК «Энергосфера»

Таблица 6

ТВ-110/50

ТПЛ-10

ТПЛ-10-М-1

ТПЛМ-10

ТПОЛ-10

ТПОЛ-35

ТПФМУ-10

ТПШЛ-10

ЗНОЛ.06-6

ЗНОМ-35-65

НОМ-6

НТМИ-6

НТМИ-6-66

НТМК-6-48

НКФ-110-57

НКФ-110-83У1

СЭТ-4ТМ.03М

СЭТ-4ТМ.03

ЕМ 720

HP ProLiant DL380 G7 Х5650

Количеств

о, шт.

ATEN CL5716M

С-1.02

Cisco Catalyst 2960S-24TS-S

MOXA DR-45-24

Метроном-200

HP Mini-110-4100er

HP Compaq 8200

HP LaserJet 2055

Back-UPS CS 500 VA 230V

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Электросчетчик

Сервер АИИС КУЭ

Асинхронный сервер RS-232/422/485 в

Ethernet

KVM-консоль с LCD монитором

GSM-коммуникатор

Коммутатор

Блок питания

Сервер точного времени

Переносной инженерный пульт

Моноблок

Принтер

Источник бесперебойного питания

Специализированное программное

обеспечение

Паспорт-формуляр

Методика поверки

ГДАР.411711.137-04 ПФ

МП 1497/446-2013

лист № 11

Всего листов 12

Поверка

осуществляется по документу МП 1497/446-2013 «ГСИ. Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО АНК

«Башнефть» филиал «Башнефть-Новойл». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ

«Ростест-Москва» в январе 2013 г.

Основные средства поверки:

трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003;

трансформаторов напряжения – по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-

2011;

счетчиков СЭТ-4ТМ.03 – по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной

ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004;

счетчиков СЭТ-4ТМ.03М – по методике поверке ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной

ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007;

счетчиков ЕМ 720 – по методике поверки «Счетчик многофункциональный и анализатор

качестваэлектрическойэнергииExpertMeter 720(EM 720).Методикаповерки»,

утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

СИКОН С10 – пометодикеповеркиВЛСТ 180.00.000И1,утвержденнойФГУП

«ВНИИМС» в 2003 г.;

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками

системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50) °С,

цена

деления 1°С

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений «Методика (методы) измерений количества электрической энергии

с использованием автоматизированной информационно-измерительная системы коммерческого

учета электроэнергии (мощности) ОАО АНК «Башнефть» филиал «Башнефть-Новойл»

аттестована ЗАО НПП «ЭнергопромСервис». Свидетельство об аттестации методики (методов)

измерений № 044/01.00238-2008/137-04.1-2012 от 14 сентября 2012 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения.

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

технические условия.

3ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

4 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения.

5 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

6 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

7 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного

тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности

0,2S и 0,5S.

8 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного

тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

лист № 12

Всего листов 12

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

ЗАО НПП «ЭнергопромСервис»

105120, г. Москва, Костомаровский переулок, д. 3, офис 104

Телефон: + 7 (495) 663-34-35

Испытательный центр

Федеральное

бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации,

метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»). Аттестат аккредитации №

30010-10 от 15.03.2010 года.

117418 г. Москва, Нахимовский проспект, 31

Тел.(495) 544-00-00, 668-27-40, (499) 129-19-11

Факс (499) 124-99-96

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологии________________________Ф.В. Булыгин

М.П. «____» ____________2013 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
69842-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Туим	Нет данных	ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва	4 года	Перейти
16917-97	Мультиметры цифровые	Крейтовая система LTC	ЗАО "Л-Кард", г.Москва	1 год	Перейти
70734-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "УНС"	Нет данных	АО "РЭС Групп", г.Владимир	4 года	Перейти
71472-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Галич	Нет данных	ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва	4 года	Перейти
80043-20	Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС Северо-Салымского месторождения		Общество с ограниченной ответственностью "Метрология и Автоматизация" (ООО "Метрология и Автоматизация"), г. Самара	1 год	Перейти

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

Поверка средств измерений