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 (мощности) ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" (АИИС КУЭ ОАО "ННП") для оптового рынка электроэнергии Нет данных, ГРСИ 58234-14
Номер госреестра:
58234-14
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" (АИИС КУЭ ОАО "ННП") для оптового рынка электроэнергии
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "Центр промышленной автоматизации", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 2014АС002
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 56520
об утверждении типа средств измерений
лист № 1
всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (мощности)ОАО«Нижневартовское
нефтегазодобывающее предприятие» (АИИС КУЭ ОАО «ННП») для оптового
рынка электроэнергии
Назначение средства измерений
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучета
электроэнергии (мощности) ОАО «Нижневартовскоенефтегазодобывающеепредприятие»
(АИИС КУЭ ОАО «ННП»)для оптового рынка электроэнергии (далее – АИИС КУЭ)
предназначенадляизмеренияактивнойиреактивнойэлектроэнергии (мощности),
потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами,
сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут
быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
·
измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,
·
периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с
заданной дискретностью учета (30 мин);
·
автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных,
отвечающейтребованиюповышеннойзащищенностиотпотериинформации
(резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
·
передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие
места (АРМы);
·
предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов
и средств измерений со стороны сервера организаций–участников оптового рынка
электроэнергии;
·
обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданныхот
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и
т.п.);
·
диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
·
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
·
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
1-ый уровень системы - информационно-измерительные комплексы (далее ИИК) включает в
себя: измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S; 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746
–01, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983 -01, счетчики
активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 класса точности (КТ) 0,2S/0,5 в ГР№
27524-04, EA05R1L-РЗС-3 и ЕА05L-B-4 класса точности (КТ) 0,5S/1,0 в ГР № 16666-97по
ГОСТ 30206-94 при измерениия активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 при измерении
реактивной электроэнергии, СЭТ-4ТМ.03М класса точности (КТ) 0,2S/0,5 в ГР № 36697-12 по
ГОСТ Р 52323-05 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-05 при измерении
реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в указанном стандарте класса точности 0,5,
пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа счетчиков не
превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ
Р 52323-05, указанных в таблице 2 (44 точки измерения).
лист № 2
всего листов 11
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки(далее ИВКЭ)
содержит в своем составе:
- устройство ТК-16L (ГР №27781-04) для автоматизации измерений и учета энергоресурсов
(далее УСПД)- 7 шт;
- каналообразующая аппаратура;
3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) содержит в своем
составе:
- сервер сбора и базы данных НР ProLiant МL350;
- технические средства для организации локальной вычислительной сети разграничения прав
доступа к информации;
- радиосервер точного времени РСТВ-01-01 (ГР№ 40586-09) - 1шт.;
- технические средства приема-передачи данных;
- программное обеспечение.
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
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 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
значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Передача данных со счетчиков на уровень ИВКЭ выполняется с использованием
цифровых интерфейсов посредством линий связи EIA485. На уровне ИВКЭ осуществляется
хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на
уровень ИВК.
Передача данных с уровня ИВКЭ на уровень ИВК выполняется по каналам связи GSM-
модемов . На уровне ИВК выполняется вычисление электроэнергии с учетом коэффициентов
трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление
справочных и отчетных документов и передача сформированных отчетовна АРМ
энергоснабжающей организации - участника Оптового рынка ЗАО «ЕЭСнК» через интернет-
провайдера,информационное взаимодействиес другими участниками оптового рынка
электроэнергии.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет
законченнуюфункциюизмерениявремени,имеетнормированныеметрологические
характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения
единства измерений используется единое календарное время.
Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы
внутренними таймерами устройств, входящих в систему.
На уровне ИВК присутствует устройство синхронизации времени (УСВ) – приемник
сигналов точного времени РСТВ-01-01, от которого происходит коррекция времени сервера БД.
Сервер БД ежесекундно сравнивает собственное время со временем УСВ, при превышении
порога ±1 с происходит коррекция времени сервера БД.
Часы УСПД синхронизируются от часов сервера БД каждые 30 минут, при расхождении
времени более ±1 с сервер БД производит корректировку времени в УСПД.
Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД один раз в сутки, при расхождении
времени более ±2 с УСПД производит корректировку времени в счетчиках.
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.
В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа:
система паролей в ПО, пломбирование счетчиков и информационных цепей.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используетсяаппаратно - программный комплекс (АПК) для
автоматизации учета энергоресурсов «ТЕЛЕСКОП+» (ГР № 19393-07), включающий в себя
сервер сбора и базы данных (СБД), программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+».
Программные средства сервера СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО,
включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные
программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Телескоп+»
версия 4.04, ПО СОЕВ.
Идентификационные данные программного обеспечения «ТЕЛЕСКОП+» версия 4.0.4
приведены в Таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
Наименование
программного
обеспечения
Идентификационное
наименование
программного
обеспечения
Номер версии
(идентификац
ионный
номер)
программного
обеспечения
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора
программного
обеспечения
Server_MZ4.dll
1.0.1.1
PD_MZ4.dll
1.0.1.1
ASCUE_MZ4.dll
1.0.1.1
MD5 checksums
generated by
MD5summer
Сервер сбора
данных
Пульт
диспетчера
АРМ
Энергетика
Цифровой
идентификатор
программного
обеспечения
(контрольная
сумма
исполняемого кода)
f851b28a924da7cde
6a57eb2ba15af0c
2b63c8c01bcd61c4f
5b15e097f1ada2f
cda718bc6d123b63a
8822ab86c2751ca
Наметрологическиехарактеристикимодулявычисленийоказываютвлияние
пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов и напряжений,
считанных из измерительных каналов счётчика, в результирующий параметр (потребляемую
мощность). Пересчёт происходит в базе данных (БД) при формировании отчетов. Значения
пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа - паролем и
фиксацией изменений в журнале событий.
Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты,
исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе
загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти, удаления или иных
преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой
подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты
в соответствии с МИ 3286-2010 – «С».
лист № 4
всего листов 11
Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
УСПД
Вид электроэнергии
Основная пог-
решность, %
Погрешность в
рабочих усло-
виях, %
НАМИ-35
УХЛ1
35000/100
КТ 0,5,
№ 460
НАМИ-35
УХЛ1
35000/100
КТ 0,5
№ 151
ТЛШ 10 У3
3000/5,КТ 0,5
№ 1149
№ 1163
ЕА05RL-
P3B-3
КТ 0,5S/1
№ 01019148
-
ЕА05L-B-4
КТ 0,5S
№ 01094166
ТШЛ 10 У3
3000/5,КТ 0,5
№ 1142
№ 1216
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
№ 3791
ЕА05RL-
P3B-3
КТ 0,5S/1
№ 01019147
K16L №08052
Состав измерительного канала
Метрологические
характеристики ИК
Номер точки измерений
и наименование объекта
ТТТНСчетчик
±1,0 ±2,9
±2,6 ±4,6
±1,0 ±3,0
±2,6 ±4,7
±1,0 ±2,9
±2,6 ±4,6
±1,0 ±3,0
±2,6 ±4,7
ТФЗМ-35АУ1
ТФН-35М
200/5,КТ 0,5
№ 27245
№ 21154
ТОЛ 35-II
УХЛ1
75/5,КТ 0,5S
№ 278
№ 92
ТФЗМ 35Б-I
ТФН-35М
100/5,КТ 0,5
№ 34790
№ 21245
ТФЗМ 35А-
ХЛ1
100/5,КТ 0,5
№ 42491
№ 42474
ТОЛ 35-II
УХЛ1
75/5,КТ 0,5S
№ 248
№ 275
ТФЗМ 35А-
ХЛ1
150/5,КТ 0,5
№ 37865
№ 37864
СЭТ-
4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
№
0822125881
СЭТ-
4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
№
0822125771
СЭТ-
4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
№
0822126886
СЭТ-
4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
№
0822126720
СЭТ-
4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
№
0822125792
СЭТ-
4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
№
0822125840
±1,0 ±2,9
±2,6 ±4,6
НТМИ-6 -66У3
6000/100
КТ 0,5
№ 2390
Актив
ная
±1,0±2,9
Реакт
±2,6±4,6
ивная
±1,2 ±3,4
±2,7 ±5,3
ТОП-0,66
100/5,КТ 0,5
№ 3043701
№ 3043509
№ 3043651
Актив
ная ±1,0±3,3
1 ПС 110/35/6кВ
"Ершовая", ОРУ-
35кВ
1С-35кВ,
ВЛ-35кВ ф.1
2ПС 110/35/6кВ
"Ершовая"
ОРУ-35кВ
1С-35кВ,
ВЛ-35кВ ф.2
3ПС 110/35/6кВ
"Ершовая",
ОРУ-35кВ
1С-35кВ,
ВЛ-35кВ ф.3
4
ПС 110/35/6кВ
"Ершовая",
ОРУ-35кВ
2С-35кВ,
ВЛ-35кВ ф.4
5ПС 110/35/6кВ
"Ершовая",
ОРУ-35кВ
2С-35кВ,
ВЛ-35кВ ф.5
6ПС 110/35/6кВ
"Ершовая",
ОРУ-35кВ
2С-35кВ,
ВЛ-35кВ ф.6
7ПС 110/35/6кВ
"Ершовая",
РУ-6кВ №1
КНС-1,
1С-6кВ ввод-1
8ПС 110/35/6кВ
"Ершовая",
РУ-6кВ №1
КНС-1, ТСН-1
0,4кВ
9ПС 110/35/6кВ
"Ершовая",
РУ-6кВ №1
КНС-1,
2С-6кВ ввод-2
Актив
ная
±1,2±3,4
Реакт
±2,7±5,3
ивная
лист № 5
всего листов 11
Продолжение таблицы 2
УСПД
Вид электроэнергии
Основная пог-
решность, %
Погрешность в
рабочих усло-
виях, %
-
ЕА05L-B-4
КТ 0,5S
№ 01094164
±3,3
ТОЛ 10
1500/5,КТ 0,5
№ 48974
№ 49761
НАМИ-10 У2
6000/100
КТ0,2
№ 4730
ЕА05RL-
P3B-3
КТ 0,5S/1
№ 01019174
-
ЕА05L-B-4
КТ 0,5S
№ 01094167
ТОЛ 10
1500/5,КТ 0,5
№ 54056
№ 49752
ЕА05RL-
P3B-3
КТ 0,5S/1
№ 01019146
-
ЕА05L-B-4
КТ 0,5S
№ 01094193
TK16L,№08053
GIF 40,5
400/5,КТ 0,2S
№30436359
№30436362
СЭТ-
4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
№ 22126680
GIF 40,5
400/5,КТ 0,2S
№ 30436360
№ 30436366
TK16L ,№08054
Состав измерительного канала
Метрологические
характеристики
ИК
Наименование объекта
и номер точки
измерений
ТТТНСчетчик
ТОП-0,66
100/5,КТ 0,5
№ 103958
№ 104028
№ 100335
ая
Активн
±1,0
Активн
ая ±1,0
Реактив ±2,4
ная
±3,3
±5,3
ТОП-0,66
100/5,КТ 0,5
№ 3002820
№ 3002871
№ 3002844
Активн
ая±1,0
±3,3
НТМИ-6-66 У3
6000/100
КТ 0,5
№ 9701
Активн
ая ±1,2
Реактив ±2,7
ная
±3,4
±5,3
ТОП-0,66
100/5,КТ 0,5,
№ 3040295
№ 3039945 №
3039951
Активн
ая±1,0
±3,3
ТОЛ 35-II УХЛ1
300/5,КТ 0,5S
№ 66
№ 71
НАМИ-35
УХЛ1
35000/100
КТ 0,5
№ 67
СЭТ-
4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
№
0822126984
±1,0
±2,6
±3,0
±4,7
±0,8
±1,7
±1,6
±2,7
ТОЛ 35-II УХЛ1
300/5,КТ 0,5S
№ 62
№ 113
±1,0
±3,0
±4,7
±0,8
±1,7
±1,6
±2,7
10 ПС 110/35/6кВ
"Ершовая",
РУ-6кВ №1
КНС-1, ТСН-2
0,4кВ
11 ПС 110/35/6кВ
"Сороминская",
РУ-6кВ ДНС
Сороминская,
1С-6кВ ввод-1
12 ПС 110/35/6кВ
"Сороминская",
РУ-6кВ ДНС
Сороминская,
ТСН-1 0,4кВ
13 ПС 110/35/6кВ
"Сороминская",
РУ-6кВ ДНС
Сороминская,
2С-6кВ ввод-2
14 ПС 110/35/6кВ
"Сороминская",
РУ-6кВ ДНС
Сороминская,
ТСН-2 0,4кВ
15 ПС 110/35/6кВ
"Пермяк",
ОРУ-35кВ
1С-35кВ,
ВЛ-35кВ Ф.1
16 ПС 110/35/6кВ
"Пермяк",
ОРУ-35кВ
1С-35кВ,
ВЛ-35кВ Ф.2
17 ПС 110/35/6кВ
"Пермяк",
ОРУ-35кВ
2С-35кВ,
ВЛ-35кВ Ф.3
18
ПС 110/35/6кВ
"Пермяк",
ОРУ-35кВ
2С-35кВ,
ВЛ-35кВ Ф.4
19 ПС 110/35/6кВ
"Пермяк",
ЗРУ-6кВ КСП-
1, 1С-6кВ ввод-1
ТЛМ-10 У3
600/5,КТ 0,5
№ 2839
№ 7155
НАМИ-35
УХЛ1
35000/100
КТ 0,5
№ 60
НАМИ-35
УХЛ1
35000/100
КТ 0,5
№ 60
НТМИ-6-66 У3
6000/100
КТ 0,5
№ 1784
СЭТ-
4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
№
0822126487
СЭТ-
4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
№
0822126770
EA05RL-
P3B-3
КТ 0,5S/1
№ 01019139
Активн
ая
Реактив
±2,6
ная
±1,2
±2,7
±3,4
±5,3
лист № 6
всего листов 11
Продолжение таблицы 2
УСПД
Вид электроэнергии
Основная пог-
решность, %
Погрешность в
рабочих усло-
виях, %
-
ЕА05L-B-4
КТ 0,5S
№ 01094188
ТЛМ-10 У3
600/5,КТ 0,5
№ 2816
№ 2813
-
Trial-B-4
КТ 0,5S
№ 01094183
TK16L ,№08054
GIF 40,5
400/5,КТ 0,2S
№30436370
№ 30436368
НАМИ-35
УХЛ1
35000/100
КТ 0,5
.№ 71
GIF 40,5
400/5,КТ 0,2S
№ 30436369
№ 30436367
НАМИ-35
УХЛ1
35000/100
КТ 0,5
№ 466
ТОЛ 10
1500/5,КТ 0,5
№ 6134
№ 8199
-
ЕА05L-B-4
КТ 0,5S
№ 01094184
TK16L,№08055
Состав измерительного канала
Метрологические
характеристики ИК
Наименование объекта
и номер точки
измерений
ТТТНСчетчик
20
ПС 110/35/6кВ
"Пермяк",
ЗРУ-6кВ КСП-1,
ТСН-1 0,4кВ
ТОП-0,66
150/5,КТ 0,5
№ 3032266
№ 3032246
№ 3032248
Активная
±1,0
±3,3
21
ПС 110/35/6кВ
"Пермяк",
ЗРУ-6кВ КСП-1,
2С-6кВ ввод-2
НТМИ-6-66 У3
6000/100
КТ 0,5
№ 678
ЕА05RL-P3B-
3
КТ 0,5S/1
№ 01019143
ая
±1,2
Активная
Реактивн
±2,7
±3,4
±5,3
22
ПС 110/35/6кВ
"Пермяк",
ЗРУ-6кВ КСП-1,
ТСН-2 0,4кВ
ТОП-0,66
150/5,КТ 0,5
№ 3019278
№ 3021109
№ 3021260
Активная
±1,0
±3,3
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
№ 0822126665
±0,8
±1,7
±1,6
±2,7
ТОЛ 35-II УХЛ-1
300/5,КТ 0,5S
№ 70
№ 119
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
№ 0822126737
±1,0
±2,6
±3,0
±4,7
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
№ 0822126671
±0,8
±1,6
±2,7
ТОЛ-35-II УХЛ1
300/5,КТ 0,5S
№ 120
№ 123
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
№ 0822126935
±1,0
±2,6
±3,0
±4,7
23 ПС 110/35/6кВ
"Хохряково",
ОРУ-35кВ
1С-35кВ,
ВЛ-35кВ Ф.1
24 ПС 110/35/6кВ
"Хохряково",
ОРУ-35кВ
1С-35кВ,
ВЛ-35кВ Ф.2
25 ПС 110/35/6кВ
"Хохряково",
ОРУ-35кВ
2С-35кВ,
ВЛ-35кВ Ф.3
26 ПС 110/35/6кВ
"Хохряково",
ОРУ-35кВ
2С-35кВ,
ВЛ-35кВ Ф.4
27
ПС 110/35/6кВ
"Хохряково",
ЗРУ-6кВ №1, 1С-
6кВ ввод-1
НТМИ-6-66 У3
6000/100
КТ 0,5
№ 4900
ЕА05RL-P3B-
3
КТ 0,5S/1
№ 01200721
Активная
Реактивн
±1,7
ая
±1,2
±2,7
±3,4
±5,3
28
ПС 110/35/6кВ
"Хохряково",
ЗРУ-6кВ №1,
ТСН-1 0,4кВ
Активная
±1,0
±3,3
29 ПС 110/35/6кВ
"Хохряково",
ЗРУ-6кВ №1, 2С-
6кВ ввод-2
ТОП-0,66
100/5,КТ 0,5
№ 3043699
№ 3045434
№ 3043694
ТОЛ-10
1500/5,КТ 0,5
№ 8305
№ 1829
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
№ 3994
ЕА05RL-P3B-
3
КТ 0,5S/1
№ 01019167
Активная
Реактивн±1,2
ая±2,7
±3,4
±5,3
лист № 7
всего листов 11
Продолжение таблицы 2
УСПД
Вид электроэнергии
Основная пог-
решность, %
Погрешность в
рабочих усло-
виях, %
ЕА05RL-
P3C-3
КТ 0,5S/1
№ 01015106
ЗНОМ-35-5У1
35000:√3/100:√3
КТ 0,5
.№ 1441725
№ 1441723
№ 1441724
TK16L,№08058
ТОЛ 10
1500/5,КТ 0,5
№ 3358
№ 6272
НТМИ-6-66 У3
6000/100
КТ 0,5
№ 10756
±1,2
±2,7
±3,4
±5,3
-
±3,3
ТОЛ 10
1500/5,КТ 0,5
№ 18082
№ 18464
НТМИ-6-66 У3
6000/100
КТ 0,5
№ 10724
±3,4
±5,3
-
±3,3
НАМИ-35 УХЛ1
35000/100
КТ 0,5
№ 596
TK16L,№08056
±3,0
±4,7
Состав измерительного канала
Метрологические
характеристики ИК
Наименование объекта
и номер точки
измерений
ТТТНСчетчик
30
ПС 110/35/6кВ
"Хохряково",
ЗРУ-6кВ №1,
ТСН-2 0,4кВ
ТОП-0,66
100/5,КТ 0,5
№ 27926
№ 21740
№ 27924
ЕА05L-B-4
-КТ 0,5S
№ 01094179
TK16L,№08055
Актив
ная±1,0±3,3
ЕА05RL-
P3C-3
КТ 0,5S/1
№ 01015108
±1,0
±2,0
±2,3
±5,6
31
ПС 110/35/6кВ
"Кошильская" ,
ОРУ-35кВ 1С-
35кВ, ВЛ-35кВф.3
32
ПС 110/35/6кВ
"Кошильская" ,
ОРУ-35кВ 1С-
35кВ, ВЛ-35кВф.2
ЗНОМ-35-65 У1
35000:√3/100:√3
КТ 0,5
№ 1290503
№ 1470616
№ 1180948
±1,2
±2,7
±3,4
±5,3
±2,7
±3,4
±5,3
GIF 40,5
400/5,КТ 0,2S
№ 30436383
№ 30436364
ТФЗМ 35А-
ХЛ1
200/5,КТ 0,5
№ 71413
№ 71429
ТФЗМ 35А-ХЛ1
200/5,КТ 0,5
№ 71920
№ 71905
GIF 40,5
400/5,КТ 0,2S
№ 30436365
№ 30436361
ЕА05RL-
P3C-3
КТ 0,5S/1
№ 01016278
ЕА05RL-
P3C-3
КТ 0,5S/1
№ 01016282
±1,0
±2,0
±2,3
±5,6
ЕА05RL-
P3B-3
КТ 0,5S/1
№ 01019152
Актив
ная
Реактив
±1,2
ная
ТОП-0,66
100/5,КТ 0,5
№ 3038986
№ 3038595
№ 3039047
ЕА05L-B-4
КТ 0,5S
№ 01094180
Актив
ная
±1,0
ЕА05RL-
P3B-3
КТ 0,5S/1
№ 01019189
ная
Актив
ная ±1,2
Реактив
±2,7
ЕА05L-B-4
КТ 0,5S
№ 01094172
Актив
ная
±1,0
33 ПС 110/35/6кВ
"Кошильская" ,
ОРУ-35кВ 2С-
35кВ, ВЛ-35кВф.8
34 ПС 110/35/6кВ
"Кошильская" ,
ОРУ-35кВ 2С-
35кВ, ВЛ-35кВф.7
35 ПС 110/35/6кВ
"Ермаковская",
ЗРУ-6кВ №1
ДНС-1, 1С-6кВ
ввод №1
36 ПС 110/35/6кВ
"Ермаковская",
ЗРУ-6кВ №1
ДНС-1,
ТСН-1 0,4кВ
37 ПС 110/35/6кВ
"Ермаковская",
ЗРУ-6кВ №1
ДНС-1,
2С-6кВ ввод №2
38 ПС 110/35/6кВ
"Ермаковская",
ЗРУ-6кВ №1
ДНС-1,
ТСН-2 0,4кВ
39
ПС 110/35/6кВ
"Ермаковская",
ОРУ-35кВ
1С-35кВ,
ВЛ-35кВ Ф.1
ТОП-0,66
100/5,КТ 0,5
№ 3040909
№ 3040919 №
3040901
ТОЛ-СЭЩ-35-
IV УХЛ1
300/5,КТ 0,5S
№ 00039-11
№ 00027-11
№ 00026-11
СЭТ-
4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
№
809081623
ная
Актив
ная ±1,0
Реактив
±2,6
лист № 8
всего листов 11
Продолжение таблицы 2
УСПД
Вид электроэнергии
Основная пог-
решность, %
-
TK16L,№08056
TK16L,№08051
Состав измерительного канала
Метрологические
характеристики
ИК
Наименование объекта
и номер точки
измерений
ТТТНСчетчик
Погрешность в
рабочих усло-
виях, %
35кВ
1С-35кВ,
УХЛ1
40
ПС 110/35/6кВ
ТОЛ-СЭЩ-35-IV
"Ермаковская", ОРУ-
300/5,
К
Т 0
,
5S
№ 00040-11
ВЛ-35кВ Ф.2
№ 00041
-
11
№ 00024-11
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
№ 809081540
±1,0±3,0
±2,6±4,7
35кВ
ТОЛ 35-II УХЛ1
№ 175
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
№ 808081698
±0,8±1,6
±1,7±2,7
35кВ
ТФЗМ 35А-У1
№ 35873
±1,0±2,9
±2,6±4,6
Хохряковская",
ОРУ-110кВ 1С-
ТG145N
№ 02499
СРВ 123
41ПС 110/35/6кВ
"Ермаковская", ОРУ-
300/5,
К
Т 0,2S
2С-35кВ,
№ 174
НАМИ-35 УХЛ1
ВЛ-35кВ Ф.3 35000/100
42 ПС 110/35/6кВ КТ 0,5
"Ермаковская", ОРУ-
600/5,КТ 0
,
5
№ 642
2С-35кВ,
№ 35856
ВЛ-35кВ Ф.4
43
ПС 110/35/6
к
В "КС
300/5,
К
Т 0,2S
110000:√3/100:√3
КТ 0,2
№ 1HSE8712064
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
№ 0108074474
±0,6 ±1,5
±0,9 ±3,1
Хохряковская",
110кВ, Вво Т2
ТG145N
№ 02501
СРВ 123
КТ 0,2
№ 1HSE8712060
110кВ, Ввод Т1 № 02498
№
1HSE8712
0
63
110кВ
№
02500
№ 1HSE8712065
44
ПС 110/35/6
к
В "КС
300/5,
К
Т 0,2S
110000:√3/100:√3
ОРУ-110кВ
д
2С-
№
02502
№ 1HSE8712061
110кВ№ 02503
№ 1HSE 8712062
СЭТ-4ТМ.03
КТ..0,2S/0,5
№ 0104081755
Актив
СЭТ-4ТМ.03Мная
КТ 0,2S/0,5Реак-
№ 809081596 тив-
ная
±0,6±1,5
±0,9±3,1
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) U
НОМ
, ток (1
¸
1,2) I
НОМ
,cos
j
= 0,9 инд.;
температура окружающей среды (20
±
5)
°
С.
4. Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,9
¸
1,1) U
НОМ
, ток (0,02
¸
1,2) I
НОМ
, cos
j
от 0,5 инд до 0,8 емк;
допускаемая температура окружающей среды для:
измерительных трансформаторов от - 60 до + 50 °С, счетчиков ЕвроАльфа от -40 до + 70 °С,
счетчиков СЭТ.4ТМ от -40 до + 60 °С, УСПД ТК-16L от -20 до + 60 °С, сервера от + 10 до
+ 30 °С.
5. Основная погрешность указана при I=1,0∙Iном, cos
j
= 0,9 инд и температуры окружающего
воздуха от 15
°
С до 25
°
С.
Погрешность в рабочих условиях указана для ИК№2,4,5,7,15-18,20,23-26,31,34,39-41,43,44
при I=0,02∙Iном, cos
j
= 0,8 инд, для ИК№ 1,3,6,8- 14,19-22,27-30,32,33,35-38,42 при
лист № 9
всего листов 11
I=0,05∙Iном, cos
j
= 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения
счетчиков электроэнергии от +10 до +30 °С.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-01; трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-01;
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ-03, ЕвроАльфа по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения
активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
СЭТ-4ТМ.03М по ГОСТ Р 52323-05 в режиме измерения активной электроэнергии и
ГОСТ Р 52325-05 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
таблице 2.
Надежность применяемых в системе компонентов:
электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 – параметры надежности: среднее время наработки на отказ
Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности – не более 2 ч;
электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М – параметры надежности: среднее время наработки на отказ
Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности – не более 2 ч;
электросчётчик ЕвроАльфа – параметры надежности: среднее время наработки на отказ
Т = 50000 ч, среднее время восстановления работоспособности – не более 2 ч;
УСПД ТК-16L - параметры надежности: среднее время наработки на отказ не менее
Т = 55000 ч, среднее время восстановления работоспособности - не более 24 ч;
радиосервер точного времени РСТВ-01-01 – среднее время наработки на отказ не менее
55000 ч;
сервер – среднее время наработки на отказ не менее 20000 ч, среднее время восстановления
работоспособности -1ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства
АВР;
- резервирование каналов trial: информация о результатах измерений может передаваться в
организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты.
Регистрация событий:
·
в журнала событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
-коррекции времени в счетчике;
·
журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение УСПД.
Защищённость применяемых компонентов:
·
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
·
защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)
- установка пароля на счётчик;
- установка пароля на сервер БД.
лист № 10
всего листов 11
Глубина хранения информации:
-электросчетчики СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М, ЕвроАльфа – тридцатиминутный профиль
нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;
-УСПД ТК-16L – суточные данные о потреблении электроэнергии по каждому каналу учета за
сутки и электропотребление за месяц по каждому каналу – не менее 4лет (функция
автоматизирована) ; сохранение информации при отключении питания – не менее 10 лет;
-сервер СБД – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – за период не
менее 4 лет.
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсятипографскимспособомнатитульныелисты
эксплуатационной документациина системуавтоматизированную информационно-
измерительную коммерческого учета электроэнергии (мощности) ОАО «Нижневартовское
нефтегазодобывающее предприятие» (АИИС КУЭ ОАО «ННП») для оптового рынка
электроэнергии .
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на создание АИИС КУЭ, а
также эксплуатационной документацией – паспортом-формуляром (ФО4222-2014АС002-
5040099482-2014), в который входит полный перечень технических средств, из которых
комплектуются измерительные каналы АИИС КУЭ.
Поверка
осуществляется в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно–
измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) ОАО «Нижневартовское
нефтегазодобывающеепредприятие» (АИИС КУЭ ОАО «ННП») для оптового рынка
электроэнергии . Методика поверки. МП4222-2014АС002-5040099482-2014,утвержденному
ФБУ «Самарский ЦСМ» 04.06.2014 г. .
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-1988;
-электросчетчики СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1;
-электросчетчикиСЭТ-4ТМ.02М,СЭТ-4ТМ.03Мвсоответствиисметодикой
ИЛГШ.411152.145 РЭ1;
-электросчетчики ЕвроАльфа в соответствии с методикой поверки«Многофункциональный
счетчик электрической энергии ЕвроАльфа. Методика поверки»;
-устройствоТК-16LвсоответствиисметодикойповеркиАВБЛ.468212.041МП,
утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;
- радиосервер точного времени РСТВ-01-01 в соответствии с разделом 5 Руководства по
эксплуатации «ПЮЯИ.468212.039РЭ», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методыизмерений,которыеиспользуютсявсистемеавтоматизированной
информационно–измерительной коммерческого учета электроэнергии (мощности) ОАО
«Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» (АИИС КУЭ ОАО «ННП»)для
оптового рынка приведены в документе - «Методика измерений количества электрической
энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной
системыкоммерческогоучётаэлектроэнергии(мощности)ОАО «Нижневартовское
нефтегазодобывающее предприятие» для оптового рынка электроэнергии.ЦПА.424340.01-
ННП.МИ. Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-
2009. Свидетельство об аттестации №95/01.00181-2013/2014 ОТ 19.06.2014
лист № 11
всего листов 11
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета
электроэнергии(мощности)ОАО«Нижневартовское нефтегазодобывающее
предприятие» (АИИС КУЭ ОАО «ННП») для оптового рынка электроэнергии
ГОСТ 22261-94
ГОСТ Р 8.596-2002
ГОСТ 34.601-90
«Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
«ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения».
«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ 7746-2001
«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучета
электроэнергии ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие». Технорабочий
проект ЦПА.424340.01-ННП (Пояснительная записка. Рабочая документация).
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
- осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ЗАО «Центр промышленной автоматизации»
Юридический адрес: 107023, г. Москва, ул. Электрозаводская, д. 21, корп. 41, офис 28
Тел. (495) 967-96-10
Почтовый адрес: 107023, г. Москва, ул. Электрозаводская, д. 21, корп. 41, офис 28 А/Я 71
Тел. (495) 967-96-10
Испытательный центр:
ФБУ «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в
Самарской области» - ФБУ «Самарский ЦСМ»
Аттестат аккредитации – зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под №
30017-13
Заместитель Руководителя
Федерального агентства по техническому
регулированию и метрологии
Ф.В.Булыгин
М.П.
«____»_____________2014 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 74978-19 | Система измерительная количества газа ГРС "г.Тамань" | Нет данных | ООО "Газпром инвест", г.С.-Петербург | 5 лет | Перейти |
| 80922-21 | Стандарты частоты и времени рубидиевые | Ч1-1017 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "ГНОМОН" (ООО "НПП "ГНОМОН"), г. Нижний Новгород, бульвар Академика Королева Б.А., д. 8, П5 | 1 год | Перейти |
| 65695-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Приморская | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 64838-16 | Установка для регулировки и поверки счетчиков электроэнергии | ELMA-8315 | Фирма "Applied Precision Ltd.", Словакия | 1 год | Перейти |
| 58375-14 | Преобразователи измерительные термоэлектрические ваттметров поглощаемой мощности | N8481А, N8481B, N8481H, N8482A, N8482B, N8482H, N8485A, N8486AR, N8486AQ, N8487A, N8488A | Фирма "Agilent Technologies", Малайзия | 1 год | 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