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) ОАО "Хабаровский НПЗ" Нет данных, ГРСИ 56082-13
Номер госреестра:
56082-13
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Хабаровский НПЗ"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Телекор ДВ", г.Хабаровск
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 003
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 53648
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 15
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Хабаровский НПЗ».
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Хабаровский НПЗ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена
дляизмеренияактивнойиреактивнойэлектрическойэнергии,атакжедля
автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной
информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизиро-
ванную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5S и
0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точ-
ности 0,5 и 0,2 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии Альфа
А2 класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и 0,5 по
ГОСТ Р 52425-2005 и ТУ 4228-010-29056091-09 (в части реактивной электроэнергии), установ-
ленные на объектах АИИС КУЭ.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИ-
ИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (далее – УСПД) типа
RTU-325 (Госреестр СИ № 37288-08, зав. № 004746) и технические средства приема-передачи
данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, вклю-
чающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений;
технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав
доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансфор-
маторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи посту-
пают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике
мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным
значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются
мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.
Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям
активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,
вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее зна-
чение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Каждые 30 минут УСПД RTU-325 производит опрос всех подключенных к нему циф-
ровых счетчиков ИК. Полученная информация записывается в энергонезависимую память
УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов
трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача на-
копленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также
отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Сервер базы данных (далее – сервер БД), с периодичностью один раз в 30 минут произ-
водит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных серве-
Лист № 2
Всего листов 15
ра БД.
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка, формирова-
ние и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в организации–участники оптового рынка электроэнергии осуществля-
ется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее – СОЕВ), вклю-
чающей в себя устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа ИВЧ-1/НП (Госре-
естр СИ № 18041-04, зав. № 0350645001). Сличение времени часов сервера происходит при ка-
ждом сеансе связи с УССВ. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера с периодичностью
1 раз в 30 минут, коррекция проводится при расхождении часов сервера и УСПД на значение
превышающее
±
2 с (программируемый параметр). Часы счетчика синхронизируются от часов
УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхож-
дении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с (программируемый параметр).
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, ми-
нуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируе-
мого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректиров-
ке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее – ПО) «АльфаЦЕНТР», с
помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и ото-
бражения измерительной информации.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.
Идентификационное наимено-
вание программного обеспе-
чения
Номер версии
(идентифика-
ционный но-
мер) про-
граммного
обеспечения
Цифровой идентифи-
катор программного
обеспечения (кон-
трольная сумма ис-
полняемого кода)
Наименование
файла
amrserver.exe
amrс.exe
amra.exe
драйвер работы с БД
cdbora2.dll
encryptdll.dll
12.01.01.01
alphamess.dll
MD5
Алгоритм вы-
числения
цифрового
идентифика-
тора про-
граммного
обеспечения
программа-планировщик
опроса и передачи данных
драйвер ручного опроса
счетчиков и УСПД
драйвер автоматического
опроса счетчиков и УСПД
библиотека шифрования
пароля счетчиков
библиотека сообщений пла-
нировщика опросов
6a6fb014f69ccc963f4
c59449fd933a9
46a847538f2a067b3e
ad631e89671f07
14c26956ae83e11980
0dc6f40dd93304
1285eec8e0179fcf3b
44645747eb6056
0939ce05295fbcbbba
400eeae8d0572c
b8c331abb5e3444417
0eee9317d635cd
·
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормиро-
ваны с учетом ПО;
·
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной циф-
ровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты – «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Лист № 3
Всего листов 15
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го уровня и метрологические характеристики измерительных каналов приведены в таблице 2.
Таблица 2. Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК
Номер ИК
Наименование
объекта учета
Заводской
номер
Наименование из-
меряемой величи-
ны
ТТ
ТН
НАМИ-10-95
УХЛ2
1
яч. 4
Счетчик
Состав 1-го уровня
Основная отно-
сительная по-
грешность ИК,
(±δ) %
Вид СИ,
класс точности,
коэффициентОбозначение, тип
трансформации,
№ Госреестра СИ
Ктт ·Ктн ·Ксч
Вид энергии
1234
567
Метрологические характеристики
Относительная по-
грешность ИК в ра-
бочих условиях
эксплуатации,
(±δ) %
сos φ = 0,87сos φ = 0,5
sin φ = 0,5 sin φ = 0,87
899
ТОЛ-10
ТОЛ-10
ТОЛ-10
54241
54242
54211
Кт=0,5S А
Ктт=600/5 B
№ 15128-07 C
Кт=0,5
А
Ктн=6000/100 B
№ 20186-05
C
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1A2R2-4-AL-C29-T+01120602
№ 27428-09
7200
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
643 активная 1,2 5,2
реактивная 2,5 4,1
Лист № 4
Всего листов 15
НАМИ-10-95
УХЛ2
Счетчик
5,2
4,1
ТТ
ТН
НАМИ-10-95
УХЛ2
643
3
яч. 8
Счетчик
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
ТТ
ТН
НАМИ-10-95
УХЛ2
4
яч. 20
Счетчик
9
ТТ
4
ТОЛ-10
ТОЛ-10
ТОЛ-10
56789
10753
10754
11184
ТН
Продолжение таблицы 2
123
Кт=0,5S А
Ктт=150/5 B
№ 15128-07 C
Кт=0,5 А
Ктн=6000/100 B
№ 20186-05
C
2
яч. 6
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1A2R2-4-AL-C29-T+01120603
№ 27428-09
1800
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
643 активная 1,2
реактивная 2,5
ТОЛ-10
ТОЛ-10
ТОЛ-10
9401
9389
11400
Кт=0,5S А
Ктт=400/5 B
№ 15128-07
C
Кт=0,5 А
Ктн=6000/100 B
№ 20186-05
C
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1A2R2-4-AL-C29-T+01120588
№ 27428-09
4800
активная 1,2 5,2
реактивная 2,5 4,1
ТОЛ-10
ТОЛ-10
ТОЛ-10
4791
6044
4792
Кт=0,5S А
Ктт=200/5 B
№ 15128-07
C
Кт=0,5
А
Ктн=6000/100
B
№ 20186-05
C
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1A2R2-4-AL-C29-T+01120600
№ 27428-09
2400
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
643
активная 1,2 5,2
реактивная 2,5 4,1
Лист № 5
Всего листов 15
Продолжение таблицы 2
НАМИ-10-95
УХЛ2
Счетчик
ТТ
ТН
НАМИ-10-95
УХЛ2
6
яч. 13
Счетчик
ТТ
ТН
НАМИ-10-95
УХЛ2
7
яч. 15
Счетчик
ТТ
4
ТОЛ-10
ТОЛ-10
ТОЛ-10
567899
11279
11303
11309
ТН
123
Кт=0,5S А
Ктт=600/5 B
№ 15128-07
C
Кт=0,5
А
Ктн=6000/100
B
№ 20186-05
C
5
яч. 9
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1A2R2-4-AL-C29-T+01120597
№ 27428-09
7200
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
647 активная 1,2 5,2
реактивная 2,5 4,1
ТОЛ-10
ТОЛ-10
ТОЛ-10
10304
11278
9735
Кт=0,5S
А
Ктт=600/5 B
№ 15128-07
C
Кт=0,5
А
Ктн=6000/100 B
№ 20186-05
C
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1A2R2-4-AL-C29-T+01120593
№ 27428-09
7200
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
647 активная 1,2 5,2
реактивная 2,5 4,1
ТОЛ-10
ТОЛ-10
ТОЛ-10
6350
6349
6191
Кт=0,5S
А
Ктт=200/5 B
№ 15128-07
C
Кт=0,5
А
Ктн=6000/100 B
№ 20186-05
C
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1A2R2-4-AL-C29-T+01120581
№ 27428-09
2400
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
647
активная 1,2 5,2
реактивная 2,5 4,1
Лист № 6
Всего листов 15
Продолжение таблицы 2
ТН
НАМИ-10-95
УХЛ2
647
8
яч. 17
Счетчик
ТТ
ТН
НАМИ-10-95
УХЛ2
658
9
яч. 27
Счетчик
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
4
899
ТТ
123
К
т
=0,5
S
А Ктт=600/5
B № 15128-07
C
ТОЛ-10
ТОЛ-10
ТОЛ-10
567
11311
10781
10835
Кт=0,5
А
Ктн=6000/100 B
№ 20186-05
C
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1A2R2-4-AL-C29-T+01120586
№ 27428-09
7200
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
активная 1,2 5,2
реактивная 2,5 4,1
Кт=0,5S
А
Ктт=600/5 B
№ 15128-07
C
ТОЛ-10
ТОЛ-10
ТОЛ-10
10834
10783
11310
Кт=0,5
А
Ктн=6000/100 B
№ 20186-05
C
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1A2R2-4-AL-C29-T+01120599
№ 27428-09
7200
активная 1,2 5,2
реактивная 2,5 4,1
Лист № 7
Всего листов 15
Продолжение таблицы 2
НАМИ-10-95
УХЛ2
Счетчик
ТТ
ТН
НАМИ-10-95
УХЛ2
11
яч. 39
Счетчик
ТТ
ТН
НАМИ-10-95
УХЛ2
12
яч. 43
Счетчик
ТТ
4
ТОЛ-10
ТОЛ-10
ТОЛ-10
567899
6487
6488
6192
ТН
123
Кт=0,5S А
Ктт=200/5 B
№ 15128-07
C
Кт=0,5 А
Ктн=6000/100 B
№ 20186-05
C
10
яч. 29
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1A2R2-4-AL-C29-T+01120591
№ trial-09
2400
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
658 акт
и
в
н
ая
1,2
5,2 реактивная 2,5 4,1
ТОЛ-10
ТОЛ-10
ТОЛ-10
10780
10785
10786
Кт=0,5S А
Ктт=600/5 B
№ 15128-07
C
Кт=0,5 А
Ктн=6000/100 B
№ 20186-05
C
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1A2R2-4-AL-C29-T+01120598
№ 27428-09
7200
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
658 активная 1,2 5,2
реактивная 2,5 4,1
ТОЛ-10
ТОЛ-10
ТОЛ-10
10833
11275
11277
Кт=0,5S А
Ктт=600/5 B
№ 15128-07
C
Кт=0,5 А
Ктн=6000/100 B
№ 20186-05
C
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1A2R2-4-AL-C29-T+01120584
№ 27428-09
7200
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
658 активная 1,2 5,2
реактивная 2,5 4,1
Лист № 8
Всего листов 15
Продолжение таблицы 2
ТН
НАМИ-10-95
УХЛ2
642
13
яч. 36
Счетчик
ТТ
ТН
НАМИ-10-95
УХЛ2
642
14
яч. 38
Счетчик
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
ТТ
ТН
НАМИ-10-95
УХЛ2
642
15
яч. 46
Счетчик
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
4
899
ТТ
123
К
т
=0,5
S
А Ктт=400/5
B № 15128-07
C
ТОЛ-10
ТОЛ-10
ТОЛ-10
567
11399
9370
11178
Кт=0,5
А
Ктн=6000/100 B
№ 20186-05
C
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1A2R2-4-AL-C29-T+01120590
№ 27428-09
4800
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
активная 1,2 5,2
реактивная 2,5 4,1
Кт=0,5S
А
Ктт=200/5 B
№ 15128-07
C
ТОЛ-10
ТОЛ-10
ТОЛ-10
9803
4870
9802
Кт=0,5
А
Ктн=6000/100 B
№ 20186-05
C
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1A2R2-4-AL-C29-T+01120596
№ 27428-09
2400
активная 1,2 5,2
реактивная 2,5 4,1
Кт=0,5S
А
Ктт=150/5 B
№ 15128-07
C
ТОЛ-10
ТОЛ-10
ТОЛ-10
11183
11219
11220
Кт=0,5
А
Ктн=6000/100 B
№ 20186-05
C
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1A2R2-4-AL-C29-T+01120592
№ 27428-09
1800
активная 1,2 5,2
реактивная 2,5 4,1
Лист № 9
Всего листов 15
Продолжение таблицы 2
ТН
НАМИ-10-95
УХЛ2
642
16
яч. 48
Счет-
чик
ТТ
Кт=0,5S
Ктт=400/5
№ 15128-07
ТН
Кт=0,5
Ктн=6000/100
№ 16687-07
17
яч. 113
Счетчик
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
ТТ
Кт=0,5S
Ктт=400/5
№ 15128-07
ТН
Кт=0,5
Ктн=6000/100
№ 16687-07
18
яч. 109
Счетчик
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
4
899
ТТ
123
К
т
=0,5
S
А Ктт=600/5
B № 15128-07
C
ТОЛ-10
ТОЛ-10
ТОЛ-10
567
53948
53954
53944
Кт=0,5
А
Ктн=6000/100 B
№ 20186-05
C
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1A2R2-4-AL-C29-T+01120587
№ 27428-09
7200
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
активная 1,2 5,2
реактивная 2,5 4,1
C
А
ТОЛ-10
9400
B
ТОЛ-10
11398
C
ТОЛ-10
9414
А
BНАМИТ-10-20385
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1A2R2-4-AL-C29-T+01120601
№ 27428-09
4800
активная 1,2 5,2
реактивная 2,5 4,1
C
А
ТОЛ-10
9413
B
ТОЛ-10
9399
C
ТОЛ-10
11221
А
BНАМИТ-10-20385
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1A2R2-4-AL-C29-T+01120589
№ 27428-09
4800
активная 1,2 5,2
реактивная 2,5 4,1
Лист № 10
Всего листов 15
Продолжение таблицы 2
ТТ
Кт=0,5S
Ктт=400/5
№ 15128-07
ТН
Кт=0,5
Ктн=6000/100
№ 16687-07
19
яч. 230
Счет-
чик
ТТ
Кт=0,5S
Ктт=600/5
№ 15128-07
ТН
Кт=0,5
Ктн=6000/100
№ 16687-07
20
яч. 228
Счетчик
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
ТТ
Кт=0,2S
Ктт=300/5
№ trial-13
ТН
C
EGK 145-
3/VT1
2008.4139.01/1
21
«Отпайка от ВЛ - 110 кВ РЦ-
НПЗ (С - 15)»
ОИП (основной)
Счетчик
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
123
899
C
4567
А
ТОЛ-10
9386
B
ТОЛ-10
9387
C
ТОЛ-10
11222
А
BНАМИТ-10-20310
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1A2R2-4-AL-C29-T+01120583
№ 27428-09
4800
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
активная 1,2 5,2
реактивная 2,5 4,1
C
А
ТОЛ-10
11276
B
ТОЛ-10
10782
C
ТОЛ-10
11286
А
BНАМИТ-10-20310
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1A2R2-4-AL-C29-T+01120582
№ 27428-09
7200
активная 1,2 5,2
реактивная 2,5 4,1
EKX-CTO
EKX-CTO
EKX-CTO
2008.4160.03/1
2008.4160.03/2
2008.4160.03/3
А
B
C
А
B
Кт=0,2
Ктн=110000/√3/
100/√3
№ 41074-09
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1A2R2-4-AL-C29-T+01226355
№ 27428-09
trial
активная 0,5 2,0
реактивная 1,4 3,6
Лист № 11
Всего листов 15
Продолжение таблицы 2
C
EGK 145-
3/VT1
2008.4139.01/1
Счетчик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 27428-09
A2R2-4-AL-C29-
T+
01230062
ТТ
ТН
C
EGK 145-
3/VT1
2008.4139.02/1
23
«Отпайка от ВЛ - 110 кВ
ХТЭЦ – 3 - НПЗ (С - 16)»
ОИП (основной)
Счетчик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 27428-09
A2R2-4-AL-C29-
T+
01226356
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
ТТ
ТН
C
EGK 145-
3/VT1
2008.4139.02/1
24
«Отпайка от ВЛ - 110 кВ
ХТЭЦ – 3 - НПЗ (С-16)»
РИП (резервный)
Счетчик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 27428-09
A2R2-4-AL-C29-
T+
01230061
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
899
ТТ
4
EKX-CTO
EKX-CTO
EKX-CTO
567
2008.4160.03/1
2008.4160.03/2
2008.4160.03/3
А
B
C
А
B
ТН
123
Кт=0,2S
Ктт=300/5
№ 53124-13
Кт=0,2
Ктн=110000/√3/
100/√3
№ 41074-09
22
«Отпайка от ВЛ - 110 кВ
РЦ - НПЗ (С - 15)» РИП
(резервный)
66000
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
активная 0,5 2,0
реактивная 1,4 3,6
EKX-CTO
EKX-CTO
EKX-CTO
2008.4160.04/1
2008.4160.04/2
2008.4160.04/3
А
B
C
А
B
Кт=0,2S
Ктт=300/5
№ 53124-13
Кт=0,2
Ктн=110000/√3/
100/√3
№ 41074-09
66000
активная 0,5 2,0
реактивная 1,4 3,6
EKX-CTO
EKX-CTO
EKX-CTO
2008.4160.04/1
2008.4160.04/2
2008.4160.04/3
А
B
C
А
B
Кт=0,2S
Ктт=300/5
№ 53124-13
Кт=0,2
Ктн=110000/√3/
100/√3
№ 41074-09
66000
активная 0,5 2,0
реактивная 1,4 3,6
Лист № 12
Всего листов 15
Примечания:
1. В Таблице 2 в графе 10 приведены пределы погрешности ИК при доверительной веро-
ятности Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87), токе ТТ, равном 2 % от Iном и температуре окружающего
воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 ˚С до 30 ˚С ;
2. Нормальные условия:
-
параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50
±
0,5) Гц;
-
параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)U
н
; диапазон силы тока - (1,0 - 1,2)I
н
;
диапазон коэффициента мощности cos
j
(sin
j
) – 0,87(0,5); частота - (50
±
0,5) Гц;
-
температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 ˚С до 50 ˚С;ТН- от минус 40 ˚С до
50 ˚С; счетчиков: (23±2) ˚С ; УСПД - от 15 ˚С до 25 ˚С;
-
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
− параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uн1; диапазон силы пер-
вичного тока (0,01(0,02) - 1,2)Iн1; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота
(50 ± 0,5) Гц;
− температура окружающего воздуха от минус 40°С до 40°С ;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
Для электросчетчиков:
− параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uн2; диапазон силы вто-
ричного тока (0,01 - 1,2)Iн2; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5-1,0 (0,6 - 0,87);
частота (50 ± 0,5) Гц;
− магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
− температура окружающего воздуха от 0°С до 35°С;
− относительная влажность воздуха (40-60) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
− параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;
− температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установ-
ленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его не-
отъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик – среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа Альфа А2 – не менее
120000 часов; среднее время восстановления работоспособности 168 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время вос-
становления работоспособности tв = 24 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время вос-
становления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и уст-
ройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может переда-
ваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
Лист № 13
Всего листов 15
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени;
- журнал УСПД:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение сервера;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-
ние:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным
данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при от-
ключении питания: для счетчиков типа Альфа А2 – не менее 30 суток;
- ИВКЭ – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее
35 суток;
- ИВК – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений – не менее
3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-
ции на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Хабаровский НПЗ» типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-
щие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Лист № 14
Всего листов 15
Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ
Наименование (обозначение) изделия
Трансформаторы тока ТОЛ -10
Трансформаторы тока EXK-CTО
Трансформаторы напряжения НАМИТ-10-2
Трансформаторы напряжения НАМИ-10-95 УХЛ2
Трансформаторы напряжения EGK 145-3/VT1
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А2
Устройства сбора и передачи данных серии RTU-325
УССВ ИВЧ-1/НП
Методика поверки
Формуляр
Инструкция по эксплуатации
Кол. (шт.)
60 шт
6 шт
2 шт
4 шт
2 шт
24 шт
1
1
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 56082-13 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Хабаровский НПЗ».
Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2013 года.
Перечень основных средств поверки:
-
трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
-
трансформаторовнапряжениявсоответствиисГОСТ8.216-2011
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003
«ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика по-
верки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформа-
торы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с по-
мощью эталонного делителя»;
-
по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений
мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измере-
ний без отключения цепей»;
-
по МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вто-
ричная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без от-
ключения цепей»;
-
счетчиков Альфа А2 – в соответствии с документом «Счетчики электрической
энергии трехфазные многофункциональные Альфа А2. Методика поверки (МП
2203-0160-2009), утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», в
августе 2009 г.;
-
для УСПД RTU-325 – в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи
данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005.МП», утвер-
жденным ГЦИ СИ ВНИИМС в 2008 г.;
-
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной систе-
мы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств из-
мерений 27008-04;
-
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчи-
ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
термогигрометр CENTER(мод.314): диапазонизмеренийтемпературы от
-20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности
от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Лист № 15
Всего листов 15
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе ТДВ.018.02.13.ПСНПЗ-2.МИ «Технорабочий
проект. Модернизация АИИС КУЭ ОАО «ХНПЗ». Интеграция ИИК ПС 110 кВ «НПЗ-2». Мет-
рологическое обеспечение».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автома-
тизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) ОАО «Хабаровский НПЗ».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие техни-
ческие условия».
ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Ча-
стные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии клас-
сов точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии
переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики
реактивной энергии".
ТУ 4228-010-29056091-09 Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные
Альфа А2. Технические условия.
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Телекор ДВ» (ООО «Телекор ДВ»)
Юридический адрес: 680026, г. Хабаровск, ул. Тихоокеанская, д.60а, оф.1.
тел./факс: (4212) 75-87-75
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
Регистрационный номер аттестата аккредитации 30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«____»_____________2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 83794-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Владимирская ТЭЦ-2 (ПГУ; ТЭЦ) филиала "Владимирский" ПАО "Т Плюс" | Обозначение отсутствует | Филиал "Владимирский" Публичного акционерного общества "Т Плюс" (Филиал "Владимирский" ПАО "Т Плюс"), г. Владимир | 4 года | Перейти |
| 68209-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Биробиджан | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 77976-20 | Система измерительная | СИ-1/НР-3, ИМ-3А | ООО "ПТМ Автоматизация", г.Екатеринбург | 1 год | Перейти |
| 48974-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности Адлерской ТЭС | Нет данных | ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново | 4 года | Перейти |
| 54450-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Разъезд 54 км" Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Кемеровской области | 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