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 (мощности) АИИС КУЭ ООО "ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ" (ОАО "Татнефть" - управление "Татнефтегазпереработка") Нет данных, ГРСИ 60447-15
Номер госреестра:
60447-15
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО "ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ" (ОАО "Татнефть" - управление "Татнефтегазпереработка")
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ЭнергоТехПроект", г.Набережные Челны
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 01
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 58524
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 598 от 22.03.2017 г.)
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-
ЭНЕРГОСБЫТ» (ОАО «Татнефть» - управление «Татнефтегазпереработка»)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрическойэнергии(мощности)АИИСКУЭООО«ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ»
(
ОАО «Татнефть» - управление «Татнефтегазпереработка»
)
, (в дальнейшем - АИИС КУЭ
ООО«ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ») предназначена для измерений,коммерческого
(технического) учета электрической энергии (мощности), а также автоматизированного сбора,
накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» представляет собой информационно-
измерительную систему, состоящую из трех функциональных уровней.
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК) состоит из
установленных на объекте контроля трансформаторов тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001,
трансформаторов напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчика активной
электроэнергии и реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей, технических
средств каналов передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ)
выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе
электроустановок. В состав ИВКЭ входят устройства сбора и передачи данных (УСПД) или
промконтроллер, обеспечивающий интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-
передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы). УСПД предназначены для сбора,
накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и
мощности со счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на
уровень ИВК (АРМ).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК
входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении, далее - сервер);
технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); технические
средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения
прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных
вычислительных сетей. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения
результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, подготовки
отчетов и передачи их различным пользователям.
АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» обеспечивает измерение следующих
основных параметров энергопотребления:
- активной (реактивной) электроэнергии за определенные интервалы времени по каналам учета,
группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием
и отдачу электроэнергии;
- средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по
каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
- календарного времени и интервалов времени.
Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме
фиксируется в базе данных УСПД и ИВК.
Лист № 2
Всего листов 10
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и
сервере сбора данных может храниться служебная информация: параметры качества
электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках
параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация.
Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.
В АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» измерения и передача данных на
верхний уровень происходит следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с
выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения)
поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных
сигналов в цифровой код. Счетчики производят измерения мгновенных и действующих
(среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную
мощность (Р=U·I·cosφ) и полную мощность (S=U·I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается
в счетчике по алгоритму Q=(S
2
-P
2
)
0,5
. Средние значения активной мощности рассчитываются
путем интегрирования текущих значений P на 30-минутных интервалах времени. По запросу
или в автоматическом режиме измерительная информация направляется в устройство сбора и
передачи данных (УСПД). В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии
при помощи программного обеспечения, установленного на УСПД, далее информация
поступает на сервер ИВК, где происходит накопление и отображение собранной информации
при помощи АРМов. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется
техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера
сбора данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Для передачи данных,
несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента к другому, используются
проводные линии связи, каналы сотовой связи, телефонные линии связи.
АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» имеет систему обеспечения единого
времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и
имеет нормированную точность. Коррекция часов производится не реже одного раза в сутки, по
временнымимпульсамотустройствасинхронизациисистемноговремени(УСВ-2),
подключенного к ИВК. Сличение времени сервера БД со временем УСПД осуществляется
каждые 60 минут, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и
УСПД более 1 с. Сличение времени счётчиков электрической энергии со временем УСПД один
раз в сутки, корректировка времени счётчиков электрической энергии выполняется при
расхождении со временем УСПД ±2 с.
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных
изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств
измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим
данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды
оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).
ОсновныефункциииэксплуатационныехарактеристикиООО«ТАТНЕФТЬ-
ЭНЕРГОСБЫТ» соответствуют техническим требованиям ОАО «АТС» к АИИС КУЭ.
Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ»,
трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии соответствуют техническим
требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. Организация каналов связи для отправки XML
макетов 80020, 80040 и 80050 в ОАО «АТС»: рабочий канал - через GSM канал по технологии
CSD, модемы Teleofis RX-100 R4 с RS-232 на ИВК. Для непосредственного подключения к
отдельным счетчикам (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается
использование переносного компьютера типа NoteBook с последующей передачей данных на
АРМ.
В АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» обеспечена возможность автономного
съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 3,5 года.
При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.
Лист № 3
Всего листов 10
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-
ЭНЕРГОСБЫТ», являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном
реестре. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные
средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным
техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных,
получаемых от основных технических компонентов.
Программное обеспечение
Программное обеспечение «Пирамида 2000. Сервер» (далее - ПО) строится на базе
центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые
комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих
собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной
электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов
организации измерительных каналов ИВК «Пирамида 2000. Сервер» и определяются классом
применяемых электросчетчиков.
Пределдопускаемойдополнительнойабсолютнойпогрешностиизмерений
электроэнергии в ИВК «Пирамида 2000. Сервер», получаемой за счет математической
обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу
младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ
ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ», приведены в таблице 1.
MD5
драйвер работы с БД
dbd.dll
20.05/ 2010
MD5
драйвер работы с БД
CfgDlgs.dll l
20.05/ 2010
MD5
DD800x0.dll
20.05/ 2010
4F356F356A50370247
62198E277BDE8E
MD5
cacheS1.dll
20.05/ 2010
49CFB5D88050ACFD
8009F86EA90559E0
MD5
MD5
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000. Сервер»
НаименованиеИдентификацНомер версииЦифровой
программногоионное(идентификацидентификатор
обеспечениянаименованиеионныйпрограммного
программного номер)обеспечения
обеспеченияпрограммного (контрольная сумма
обеспеченияисполняемого кода)
1234
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификат
ора
программног
о
обеспечения
5
модуль,
объединяющийBLD.dll20.05/ 2010
6C511FE0149ED8D46
драйвера счетчиков
B7B7C2B023DB475
02A4BA1C9833668EF
5139252ADAFB807
D784B903DC21ABCB
BEF992021874AE2C
драйвер работы с
макетами форматов
800х0
драйвера кэширования
и опроса данных
контроллеров и
счетчиков
cacheS10.dll20.05/ 2010
DBFF7BA9DF0B728B
6637A9F6E33AB3BB
Лист № 4
Всего листов 10
sicon1.dll
20.05/ 2010
MD5
sicons10.dll
20.05/ 2010
MD5
sicons102.dll
20.05/ 2010
MD5
sicons50.dll
20.05/ 2010
MD5
SET4TM02.dll
20.05/ 2010
MD5
12
3
4
5
B468BADC57F6B61C
8275DB462CE519B0
613ABA96D62A90692
58C7F336A1DA06A
E05B10321674419F06
65AAFE2DDD28EF
CC111665356931EA8
D296A1B6EAD576A
4364FF153589A05672
5948BFBCE03163
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений
соответствует «среднему» уровню по Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
от +10 до +35
от - 40 до +70
±
5
Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики
параметр
Пределы допускаемых значений относительной погрешности
измерения электрической энергии.
значение
Значения пределов
допускаемых
погрешностей
приведены в таблице 5
Параметры питающей сети переменного тока:
напряжение, В
частота, Гц
220
±
22
50
±
0,4
0,5
от 25 до 100
0,25
6; 0,4
3; 2; 0,6; 0,4; 0,3; 0,1
100
5
14
30
Температурный диапазон окружающей среды для:
- счетчиков электрической энергии,
°
С
- трансформаторов тока и напряжения,
°
С
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки
счетчиков, не более, мТл
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к
ТТ и ТН, % от номинального значения
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, %
Первичные номинальные напряжения, кВ
Первичные номинальные токи, кА
Номинальное вторичное напряжение, В
Номинальный вторичный ток, А
Количество точек учета, шт
Интервал задания границ тарифных зон, мин
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, не более,
секунд
Средний срок службы системы, лет
15
Лист № 5
Всего листов 10
№ ИК
1-10,13,14
11,12
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении
электрической энергии для рабочих условий эксплуатации,
d
э
, %
1
cos φ
(sin φ)
2
1
0,8 (инд.)
0,5 (инд.)
0,8 (0,60)
0,5 (0,87)
1
0,8 (инд.)
0,5 (инд.)
0,8 (0,60)
0,5 (0,87)
δ
1(2)%I
I
1(2) %
≤I<I
5 %
3
Не нормируется
Не нормируется
Не нормируется
Не нормируется
Не нормируется
Не нормируется
Не нормируется
Не нормируется
Не нормируется
Не нормируется
δ
5%I
I
5 %
≤I<I
20 %
4
±1,9
±2,9
±5,5
±4,6
±2,9
±1,8
±2,9
±5,3
±4,5
±2,9
δ
20%I
I
20 %
≤I<I
100 %
5
±1,2
±1,7
±3,0
±2,8
±1,9
±1,1
±1,6
±2,7
±2,6
±1,8
δ
100%I
I
100 %
≤I≤I
120 %
6
±1,0
±1,4
±2,3
±2,3
±1,7
±0,9
±1,2
±1,9
±2,1
±1,6
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности
и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой
мощности, на которых не производится корректировка времени (
d
р
), рассчитываются по
следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о
средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
ç
÷
ç
÷
=
±+
e
dd
, где
р
2
э
è
æ
K
1
K
000
×
1
P
0
T
0
ср
%
ö
ø
2
d
р
- пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой
мощности и энергии, в %;
d
э
-пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3 при измерении
электроэнергии, в %;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов
тока и напряжения;
K
e
- внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в
Вт•ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
R
- величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале
усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней
мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на
которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
D
t
d
р.корр.
=
3600Т
ср
×
100%, где
D
t - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках
(в секундах);
Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации системы типографским
способом.
Лист № 6
Всего листов 10
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входят:
- средства измерения, приведенные в таблицах 4 и 5;
- документация и ПО, представлены в таблице 6.
№
ИК
Наименовани
е объекта
учета
(измеритель-
ного канала)
Вид
СИ
Обозначение, тип, метрологические характеристики
ТН
ТТ
1
ПС 110/6 кВ
"110", ЗРУ 6
кВ, яч. №19
Trial
ик
ТН
ТТ
2
ПС 110/6 кВ
"110", ЗРУ 6
кВ, яч. №22
Счетч
ик
ТН
ТТ
3
ПС 110/6 кВ
"110", ЗРУ 6
кВ, яч. №43
Счетч
ик
ТН
ТТ
4
ПС 110/6 кВ
"110", ЗРУ 6
кВ, яч. №46
Счетч
ик
Таблица 4 - Состав ИИК АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ»
Канал учетаСредство измерений
1
2
3
4
НТМИ-6, № 1119 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5
№ Гос.р. 380-49
ТПШФА-10 №7524 А, №10322 C, Коэфф.тр. 3000/5, Кл.т.
0,5, № Гос.р. 519-50
СЭТ-4ТМ.03М.00, № 0811141314, Кл.т. 0,2S/0,5, Iном = 5 А,
R=5 000 имп./кВ·тч, № Гос.р. 36697-12
НТМИ-6, № 3370 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5
№ Гос.р. 380-49
ТПШФА-10 № 9654 А, № 10319 C, Коэфф.тр. 3000/5, Кл.т.
0,5, № Гос.р. 519-50
СЭТ-4ТМ.03М.00, № 0811141356, Кл.т. 0,2S/0,5, Iном = 5 А,
R=5 000 имп./кВт·ч, № Гос.р. 36697-12
НТМИ-6, № 1267 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5
№ Гос.р. 380-49
ТПШФА-10 № 10324 А, № 10221 C, Коэфф.тр. 3000/5, Кл.т.
0,5, № Гос.р. 519-50
СЭТ-4ТМ.03М.00, № 0811141258, Кл.т. 0,2S/0,5, Iном = 5 А,
R=5 000 имп./кВт·ч, № Гос.р. 36697-12
НТМИ-6-66-У1, № 3134 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5
№ Гос.р. 2611-70
ТПШФА-10 № 10080 А, № 10320 C, Коэфф.тр. 3000/5, Кл.т.
0,5, № Гос.р. 519-50
СЭТ-4ТМ.03М.00, № 0811141223, Кл.т. 0,2S/0,5, Iном = 5 А,
R=5 000 имп./кВт·ч, № Гос.р. 36697-12
Лист № 7
Всего листов 10
ТН
ТТ
5
ПС 110/6 кВ
"98", ЗРУ 6
кВ, яч. №11
Счетч
ик
ТН
ТТ
6
ПС 110/6 кВ
"98", ЗРУ 6
кВ, яч. №12
Счетч
ик
ТН
ТТ
7
ПС 110/6 кВ
"98", ЗРУ 6
кВ, яч. №37
Счетч
ик
ТН
ТТ
8
ПС 110/6 кВ
"98", ЗРУ 6
кВ, яч. №48
ТН
ТТ
9
ПС 6кВ
"ЗАЙ", ЗРУ-
6кВ, яч. №8А
Счетч
ик
ТН
ТТ
10
Тяговая
подстанция
№1 6/0,4 кВ,
ЗРУ 6 кВ,
Основной
ввод 6 кВ
ТН
ТТ
11
1
2
3
4
НТМИ-6, № 316 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5
№ Гос.р. 380-49
ТПШЛ-10 № 2723 А, № 3719 C, Коэфф.тр. 2000/5, Кл.т. 0,5,
№ Гос.р. 1423-60
СЭТ-4ТМ.03М.00, № 0811140654, Кл.т. 0,2S/0,5, Iном = 5 А,
R=5 000 имп./кВт·ч, № Гос.р. 36697-12
НТМИ-6, № 671 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5
№ Гос.р. 380-49
ТПШЛ-10 № 4776 А, № 4505 C, Коэфф.тр. 2000/5, Кл.т. 0,5,
№ Гос.р. 1423-60
СЭТ-4ТМ.03М.00, № 0811140647, Кл.т. 0,2S/0,5, Iном = 5 А,
R=5 000 имп./кВт·ч, № Гос.р. 36697-12
НТМК-6, № 215 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5
№ Гос.р. 323-49
ТПШЛ-10 № 3703 А, № 4066 C, Коэфф.тр. 2000/5, Кл.т. 0,5,
№ Гос.р. 1423-60
СЭТ-4ТМ.03М.00, № 0811140661, Кл.т. 0,2S/0,5, Iном = 5 А,
R=5 000 имп./кВт·ч, № Гос.р. 36697-12
Счетч
ик
НТМК -6, № 405 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5
№ Гос.р. 323-49
ТПШЛ-10 № 3974 А, № 3707 C, Коэфф.тр. 2000/5, Кл.т. 0,5,
№ Гос.р. 1423-60
СЭТ-4ТМ.03М.00, № 0811141209, Кл.т. 0,2S/0,5, Iном = 5 А,
R=5 000 имп./кВт·ч, № Гос.р. 36697-12
ЗНИОЛ-6-100, № 3861140000001/1, 3861140000001/2,
3861140000001/3, Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5,
№ Гос.р. 25927-09
ТЛК-10-6, А № 3861140000015, С № 3861140000017, В №
3861140000016, Коэфф.тр. 300/5, Кл.т. 0,5, № Гос.р. 42683-09
СЭТ-4ТМ.03М.00, № 0811140626, Кл.т. 0,2S/0,5, Iном = 5 А,
R=5 000 имп./кВт·ч, № Гос.р. 36697-12
ЗНИОЛ-6-100, № 3861140000003/1, 3861140000003/2,
3861140000003/3, Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5,
№ Гос.р. 25927-09
Счетч
ик
ТЛК-10-СТ6, А № 1103150000001, С № 1103150000003, В №
1103150000002. Коэфф.тр. 400/5, Кл.т. 0,5, № Гос.р. 58720-14
СЭТ-4ТМ.03М, № 0811141244, Кл.т. 0,2S/0,5, Iном = 5 А,
R=5 000 имп./кВт·ч, № Гос.р. 36697-12
-
ТП 2*250
6/0,4 Кв,
ООО
«Татнефть-
АЗС Центр»,
Т1, РУ-0,4
кВ
Счетч
ик
Т-0,66-3, А № 196075, С № 196076, В № 196077, Коэфф.тр.
600/5, Кл.т. 0,5, № Гос.р. 22656-07
СЭТ-4ТМ.03М.08, № 0809141281, Кл.т. 0,2S/0,5, Iном = 5 А,
R=5 000 имп./кВт·ч, № Гос.р. 36697-12
Лист № 8
Всего листов 10
ТТ
12
Счетч
ик
ТН
ТТ
13
ПС 6кВ
"ЗАЙ", ЗРУ-
6кВ, яч. №15
Счетч
ик
ТН
ТТ
14
ПКУ 6 кВ на
Оп. №1 АЭС,
от ВЛ-6 кВ
ф. ЦРП-06
Счетч
ик
1
3
ТН
4
-
Т-0,66-3, А № 196078, С № 196079, В № 196080, Коэфф.тр.
600/5, Кл.т. 0,5, № Гос.р. 22656-07
2
ТП 2*250
6/0,4 Кв,
ООО
«Татнефть-
АЗС Центр»,
Т2, РУ-0,4
кВ
СЭТ-4ТМ.03М.08, № 0807141247, Кл.т. 0,2S/0,5, Iном = 5 А,
R=5 000 имп./кВт·ч № Гос.р. 36697-12
ЗНИОЛ-6-100, № 3861140000001/1, 3861140000001/2,
3861140000001/3, Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5,
№ Гос.р. 25927-09
ТЛК-10-6, А № 3861140000024, С № 3861140000026, В №
3861140000025, Коэфф.тр. 100/5, Кл.т. 0,5, № Гос.р. 42683-
09
СЭТ-4ТМ.03М.00, № 0811140689, Кл.т. 0,2S/0,5, Iном = 5 А,
R=5 000 имп./кВт·ч, № Гос.р. 36697-12
3НОЛП-НТЗ-6, № 00069, 00070, 00071, Коэфф.тр. 6000/100
Кл.т. 0,5, № Гос.р. 51676-12
ТОЛ-НТЗ, А № 25092, С № 25123, В № 25205, Коэфф.тр.
100/5, Кл.т. 0,5, № Гос.р. 51679-12
СЭТ-4ТМ.03М.00, № 0811140675, Кл.т. 0,2S/0,5, Iном = 5 А,
R=5 000 имп./кВт·ч, № Гос.р. 36697-12
оборудования, входящего в состав
АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-
«ИКМ-Пирамида» № Гос.р. 45270-10
УСПД СИКОН С70, № Гос.р. 28822-05
УСПД СИКОН С70, № Гос.р. 28822-05
УСПД СИКОН С70, № Гос.р. 28822-05
Таблица 5 - Перечень
ЭНЕРГОСБЫТ»
Тип, № Госреестра
зав. №
Номер измерительного
канала
4771 - 14
Устройство синхронизации времени
УСВ-2 № 41681-10
29011 - 14
74511 - 2
7452, 74533 - 5
74546 - 14
Таблица 6
Наименование программного обеспечения,
вспомогательного оборудования и документации
Программный пакет «Пирамида 2000. Сервер».
Программное обеспечение электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03М
Формуляр (ЭТП 278.234.00.05 ФО)
Методика поверки (ЭТП 278.234.00.07 МП)
Эксплуатационная документация (ЭТП 278.234.00.04 ЭД)
Необходимое количество
для
АИИС КУЭ ООО
«ТАТНЕФТЬ-
ЭНЕРГОСБЫТ»
Один
Один
1(один) экземпляр
1(один) экземпляр
1(один) экземпляр
Лист № 9
Всего листов 10
В процессе эксплуатации АИИС КУЭ возможны замены измерительных компонентов - на
измерительные компоненты того же, или более высокого класса точности, при условии, что
владелец АИИС КУЭ не претендует на изменение (улучшение) метрологических характеристик
ИК указанных в описании типа АИИС КУЭ. Замена оформляется актом, акт хранится
совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Поверка
осуществляется по документу ЭТП 278.234.00.07 МП «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности)
АИИСКУЭООО«ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ»(ОАО«Татнефть»-управление
«Татнефтегазпереработка»). Методика поверки», утвержденномуФГУП «ВНИИМС» 15.03.2015 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003,
МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
-средства поверкисчетчиков электрическойэнергии многофункциональных
СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии
многофункциональныйСЭТ-4ТМ.03М.Методикаповерки»ИЛГШ.411152.145РЭ1,
согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
- средства поверки УСВ-2 в соответствии с методикой поверки, утвержденной
ВНИИФТРИ в 2004 г.
- средства поверки контроллеров УСПД «СИКОН С70» в соответствии с методикой
поверки«Контроллерысетевыеиндустриальные.СИКОНС70.Методикаповерки»
ВЛСТ 166.00.000 И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в мае 2008 г;
- радиочасы «МИР РЧ-01», пределы допускаемой погрешности привязки переднего фронта
выходного импульса к шкале координированного времени UTC, ±1мкс, № Госреестра 27008-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемого СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится в виде наклейки или оттиска клейма поверителя на
свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической
энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-
измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ
ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» (ОАО Татнефть» - управление «Татнефтегазпереработка»)
ЭТП 278.234.00.06 МИ».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности)
АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» (ОАО «Татнефть» - управление
«Татнефтегазпереработка»)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
Изготовитель
Общество сограниченнойответственностью «ЭнергоТехПроект» (ООО «ЭнергоТехПроект»)
ИНН 1650149225
Адрес: 423810, Россия, Республика Татарстан, г. Набережные Челны, проспект
Московский, 118
Тел.: (855) 259-95-33, 59-89-31, 59-95-08
Лист № 10
Всего листов 10
научно-
средств
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийский
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел (495) 437-55-77
факс: (495) 437-56-66
E-mail:
,
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний
измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 54434-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Делюр" Восточно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Иркутской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 64019-16 | Система автоматизированная налива нефтепродуктов в автоцистерны нефтебазы Челнинского филиала ООО "Татнефть-АЗС Центр" | Нет данных | ООО "Татнефть-АЗС Центр", г.Альметьевск | 1 год | Перейти |
| 42027-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/10 кВ "Котельнич" - АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ "Котельнич" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 34603-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Транссибирские магистральные нефтепроводы". Измерительно-информационный комплекс "Ангарский УНН" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 41352-09 | Счетчики электронные электрической энергии | GAMА 300 | ЗАО "Elgama-Elektronika", Литва, г.Вильнюс | 16 лет | 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