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 "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" 4 очередь Нет данных, ГРСИ 64334-16
Номер госреестра:
64334-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" 4 очередь
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "Росэнергосервис", г.Владимир
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 001
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 62712
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 12
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
информационно-измерительная коммерческого
КУЭ) ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»
Системаавтоматизированная
учета электроэнергии (АИИС
4 очередь
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 4 очередь (далее -
АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора,
обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в
себя трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения
(далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по
ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в
режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические
средстваприема-передачиданных.Метрологическиеитехническиехарактеристики
измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных MИР УСПД-01 (далее – УСПД),
каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные
рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее – ПО) ПК «УЧЕТ
ЭНЕРГОРЕСУРСОВ», устройство синхронизации времени (далее – УСВ) и (ИВК) субъекта
оптового рынка электроэнергии (мощности).
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется
вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,
хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на
верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД
устройствам.
Лист № 2
Всего листов 12
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка
измерительнойинформации,вчастности,формированиеихранениепоступающей
информации, оформление отчетных документов. Измерительная информация записывается в
базу данных. Данные по выделенному каналу связи в формате XML 80020, 80030
оптправляются на ИВК субъекта оптового рынка электроэнергии. ИВК субъекта оптового
рынка в автоматическом режиме, с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует и отправляет
по выделенному каналу связи отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам (ПАК
ОАО «АТС», ИВК филиала «СО ЕЭС» Тюменского РДУ, смежным субъектам).
В АИИС КУЭ реализован информационный обмен данными макетами XML формата
80020, 80030 со смежными системами:
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учега
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Пуль-Яха», регистрационный № 55489-13,
Свидетельство об утверждении типа средств измерения RU.E.34.004.А №52997 от 18.11.2013г.
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Межрегионэнергосбыт», регистрационный № 50959-12,
Свидетельство об утверждении типа средств измерения RU.E.34.004.А №47830 от 27.08.2012г.
Сервер БД и УСПД АИИС КУЭ входят в состав системы автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО
«Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 3 очередь, регистрационный номер №56041-13.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени,
принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования
(GPS). УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов
сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±1 с.
Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и сервера БД более чем на
±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более
чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с в сутки.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии,
отражается в его журналые событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и
расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент,
непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» версии 1.9.6, в состав
которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»
обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в
соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является
кодированиеданных,обеспечиваемоепрограммнымисредствамиПО«ПКУЧЕТ
ЭНЕРГОРЕСУРСОВ».
Лист № 3
Всего листов 12
1.0.0.17
md5
Сервер тревог
2.0.0.135
md5
SCADA МИР
1.1.1.15
md5
SCADA МИР
1.1.1.4
md5
SCADA МИР
Aristo\aristo.exe
1.0.0.3
md5
2.1.0.5
md5
2.0.0.2
md5
3.0.0.25
md5
1.0.2.33
35d83f7c37df50358
76a1c68e21d782c
md5
1.0.2.55
md5
2.1.0.218
md5
2.1.0.670
md5
2.1.0.91
md5
Наименование
программного
обеспечения
(идентификацио
нный номер)
программного
программного
обеспечения
(контрольная
Алгоритм
Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО
Цифровой
Идентификационно
Номер версииидентификатор
вычисления
е наименованиецифрового
программного идентификатор
обеспечения
обе
с
пе
чени
я
с
у
м
ма
а программного
исполняемого кода)
обеспечения
МИР Сервера
Тревог
AlarmServer\Alarm
Cfg.dll
ac64a9d1b6d0bd7aa
5d63a172d2bdae5
AlarmServer\AlarmS
rv.exe
f77c90eac79a2cacd8
e5656167cc63a2
AlarmViewer\Alarm
View.ocx
0bd990a61d53e8755
2da00bcdb6f3b87
AlarmViewer\Alarm
Worker3.exe
530fd39047bebb240
a48cbf582a3d6c3
3c1842a7d039715aa
4425d8bee980d5e
b0fc2c20b022ef19f2
86ebd23f11188c
1adfcc25983d8f7d27
281202788c2a58
f6eaae95770b43492
0f5478c50e66db7
Сервер
авторизации
Сервер
авторизации
МИР Центр
управления
Конфигуратор
контроллерова
МИР
ПК «Учет
энергоресурсов»
AuthServer\AuthCnf
g.dll
AuthServer\AuthSer
v.exe
ControlCenterAuth\s
tarter.exe
ControllerCfgMir_0
14\ControllerCfgMir
.exe
EnergyRes\Account.
exe
78168613562b6227d
28c90335ad4cfd9
Учет
энергоресурсов
EnergyRes\AppConf
.dll
47a9440cc7024a0b6
42603e8acf67431
Учет
энергоресурсов
EnergyRes\APPSER
V.DLL
cd00abbb467afa2c2c
b9a19d2b16f01b
Учет
энергоресурсов
EnergyRes\AUTOU
PD.EXE
30a5f29d4b899f48ea
bdd76a7ea674c6
Лист № 4
Всего листов 12
Наименование
программного
обеспечения
Идентификационно
е наименование
программного
обеспечения
2.1.1.8
md5
1.1.3.39
md5
2.1.0.116
md5
The cURL library
7.20.0.0
md5
MirImpExp
2.4.5.6
md5
2.1.0.100
md5
2.10.0.587
md5
11.1.2902.10492
md5
1.0.2.11
md5
1.0.0.109
md5
SpecificNorm
1.1.2.11
md5
2.1.0.28
md5
2.1.0.88
md5
Каскад
1.2.0.18
md5
Продолжение таблицы 1
программного
обеспечения
Цифровой
(контрольная
trial
вычисления
цифрового
Номер версииидентификатор
Алгоритм
(идентификацио программного
нный номер)обеспечения
идентификатора
программного
исполняемого кода)
обеспечения
Учет
энергоресурсов
ПК «Учет
энергоресурсов»
Учет
энергоресурсов
Учет
энергоресурсов
Учет
энергоресурсов
Borland Socket
Server
Служба сбора
данных
Учет
энергоресурсов
Учет
энергоресурсов
EnergyRes\CalcPow
ers.exe
EnergyRes\ENERG
YADMIN.EXE
EnergyRes\ImpExp
XML.dll
EnergyRes\libcurl_e
x.dll
EnergyRes\MirImpE
xp.exe
EnergyRes\ReplSvc.
exe
EnergyRes\Reports2.
exe
EnergyRes\scktsrvr.e
xe
EnergyRes\ServiceD
ataCapture.exe
EnergyRes\SPECIFI
CNORM.DLL
EnergyRes\Specific
Norm.exe
EnergyRes\WatchDo
g.exe
EnergyRes\WebServ
.exe
GoldenWay\goldenw
ay.exe
e2c2d830bc2e93e5e
8fc5c9593b89164
5e3b414d8ba3ba937
95ec5c0f142cf07
42f0006ede04c3d9df
633b1ff0b3fe5d
2bee3f358efb6dc64c
9688939d0810ae
9d6e32f0a01c29623
83e9a5d806ae3a4
9d3d9232247d0604d
278d0ba6a6d1950
d7546c15ffac1fcbc0
a5cd493f633379
aed35de2c9e8f84e59
510c777d9355dd
2be9d9d942ad0c7c8
01e268da6780c67
6d88f8be081970bbc
18c6f8f282377a5
451506f4cdc84024f6
1d73fe3ba5efce
e471f967897c123ab
424ddd1c517617a
9cd1b88c5d22b713a
f6acf6bb254c8f6
3c0a24e1cb9bc01b0
d5f532487eebde4
Лист № 5
Всего листов 12
Наименование
программного
обеспечения
(идентификацио
нный номер)
программного
обеспечения
Алгоритм
программного
обеспечения
синхронизации
1.0.0.2
md5
синхронизации
1.0.0.2
md5
синхронизации
1.0.0.2
md5
OPC сервер «Омь»
2.2.2.180md5
2.0.0.0md5
4.1.3.1md5
1.0.2.2md5
ОРС сервер3.1.0.28md5
4.0.5.195md5
4.0.0.179md5
12.0.3210.17555md5
Продолжение таблицы 1
Цифровой
Идентификационно
Номер версииидентификатор
вычисления
е наименованиецифрового
обе
с
пе
че
ния
программного
програм
м
ного
(
ко
н
трол
ь
ная
идентификатора
обеспечениясумма
исполняемого кода)
ПК Центр
GPSServer\GPSCnfg 0db7f9859e3e4e6b2
вр
ем
ени
.dll 362aae9a5106fe8
ПК Центр
GPSServer\GPSServ b323e928abcc5ae1ce
вр
ем
ени
ice.exe623c158f22be7c
ПК Центр
GPSServer\Monitor ae547ea3f11465a088
вр
ем
ени
GPS.exee4a1ee079ff7cb
OPCServerV30\Mir d54b64a1dd0f02421
Drv.dll52e7d79fa99e7c9
Библиотека
драйверов «Канал OPCServerV30\Plug82cb2bd92be53e4ea
счетчикаins\EChannel.dll 6229a6b0584444f
электроэнергии»
Библиотека
драйверовOPCServerV30\Pluga2d66d6a71fa575d6
«Счетчики ins\SchElectric.dll 9fc5593a4d3a164
электрические»
Библиотека
драйверовOPCServerV30\Plug30397da31e4736dd4
«Системный ins\SysEvent.dll 3172942d59f67b6
монитор»
OPCServerV30\Serve8b38b56979871f96
erOm3.exe 572216af31bd384
КонфигураторUSPDConf\USPDCob20d92b46e861b060
УСПД nfEx.exe 2ed283fa07b5ccb
КонфигураторUSPDConf\USPDCo8030b932f43236770
УСПД nfEx_Old.exe f233b97e0af1c23
CodeGear RADWebCalcPowers\Bor314eb92f881d9a9d7
Studio land.Delphi.dll 8e148bfaad3fad0
CodeGear RADWebCalcPowers\Bor19fdf1ad36b0578f47
Studio land.Vcl.dll f5e56b0ff3f1ff
12.0.3210.17555md5
Лист № 6
Всего листов 12
Наименование
программного
обеспечения
(идентификацио
нный номер)
программного
обеспечения
Алгоритм
программного
обеспечения
12.0.3210.17555md5
12.0.3210.17555md5
12.0.3210.17555md5
from type library
1.0.0.0
md5
from type library
1.0.0.0md5
Продолжение таблицы 1
Цифровой
Идентификационно
Номер версииидентификатор
вычисления
е наименованиецифрового
обе
с
пе
че
ния
программного
програм
м
ного
(
ко
н
трол
ь
ная
идентификатора
обеспечениясумма
исполняемого кода)
CodeGear RADWebCalcPowers\Bor14c5ee3910809a290
Studio land.VclDbRtl.dll 4e6dd189a757096
CodeGear RADWebCalcPowers\Bor74df685b9c43d2467
Studio land.VclDSnap.dll d24d9f4b5f5159e
CodeGear RADWebCalcPowers\Bor36aa1ea4a30938e29
Studio land.VclRtl.dll c84ffa94cb57f09
Assembly imported
WebCalcPowers\Inte91658c883821f53f3
’AppS
e
rv
’
.
rop.AppServ.dll bc9d85636b07477
Assembly imported
WebCalcPowers\Inteaf52101ff1e8d64cf3
’Midas’.
rop.Midas.dll 9c5664bc9f45e8
WebCalcPowers\Silv0a39c82907fed4cdbe
erKeeper.exe 5a7b9b94ee4ab9
SilverKeeper1.2.0.12md5
Копия
NT.EXE
ПК «Учет1b81ad39ea77f50b
энергоресурсов»
Ener
g
y
R
es\ACCOU1.0.2.43
e
79c79dca212051a
md5
Копия
NF.DLL
Учетc62e8ba639519e5
энергоресурсов
Ener
g
y
R
es\APPCO1.9.6.203
3
9c87f8cbe68826a
b
md5
Копия
V.DLL
Учет181ce847d7e1ae4
энергор
е
с
у
р
с
ов
EnergyRes\APPSER2.1.0.661
f1
0d9294389d37d6
e
md5
Копия
PD.EXE
Учет9c55753f1fa19c5b
энергоресурсов
Ener
g
y
R
es\AUTOU1.9.6.84
8
434bbf03a94266
8
md5
Копия
YADMIN.EXE
ПК «Учетbebafd598f0f95
энергоресурсов»
Ener
g
y
R
es\ENERG1.1.3.27
a6
ef4e8e8d045fe5
d3
md5
Копия
XML.DLL
Учет51cc0da17baf4a
энергор
е
с
у
р
с
ов
EnergyRes\IMPEXP1.9.6.104
6e
59f5f
f
d229183a
c0
md5
Копия
6fce887ecaa21a
MirImpExpEnergyRes\MirImpE2.3.1.680
e94e66d3bf8
7
cb9fcf
md5
xp.exe
Лист № 7
Всего листов 12
Наименование
программного
обеспечения
(идентификацио
нный номер)
программного
обеспечения
Алгоритм
Окончание таблицы 1
Цифровой
Идентификационно
Номер версииидентификатор
вычисления
е наименованиецифрового
обе
с
пе
че
ния
программного
програм
м
ного
(
ко
н
трол
ь
ная
идентификатора
обеспечениясумма
исполняемого кода)
программного
обеспечения
Учет
Копия
C.EXE
802e5bb2f14f197
энергор
е
с
у
р
с
ов
EnergyRes\REPLSV1.9.6.98
134668b26fd75d025
md5
Учет
Копия
S2.EXE
da44b3936b2ac1b
энергор
е
с
у
р
с
ов
EnergyRes\REPORT2.6.6.473
f92645d26b7bd2546
md5
Копия
Serverafb5895c9cd30
Borland Soc
k
et
EnergyRes\ScktSrvr. 11.1.2902.10492
afde45c
0
f793a25ffeb
md5
exe
данных
Копия
77fa721135e4f62
Служба сбо
р
а
EnergyRes\ServiceD1.0.2.8
688132dbe68075bb4
md5
ataCapture.exe
Копия
18c6f8f282377a5
EnergyRes\SPECIFI1.0.0.109
6d88f8be081970bbc
md5
CNORM.DLL
Копия
g.exe
Учет4fcb867577a8e9a
энергор
е
с
у
р
с
ов
EnergyRes\WatchDo1.9.5.26
a0
21
f
6188bb67351
3
md5
Копия
.exe
Учет233572d5b340638
энергоресурсов
Energy
R
es
\
WebServ1.8.0.3
a
3210110f3b12647
4
md5
C++ 2010 x86
Скрипт
9d69d4471f23ec
Microsoft Visual
MD5\vcredist_x86.e10.0.30319.1
b88228d5fef4b6dc01
md5
Redistributable xe
Системы автоматизированные информационно-измерительные комплексного учета
энергоресурсов МИР, в состав которых входит ПО, зарегистрированы в Госреестре СИ под
№ 36357-07.
ПределдопускаемойдополнительнойабсолютнойпогрешностиПК«УЧЕТ
ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»,получаемойзасчет математической обработки измерительной
информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной
электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов
организации измерительных каналов ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ,указанные в таблице 2,
нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 8
Всего листов 12
Метрологические и технические характеристики
приведеныв
Измерительные компоненты
Порядковый
номер
СоставизмерительныхканаловАИИСКУЭиихосновныеметрологическиехарактеристики
таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
НаименованиеВид
объекта и номер электроэне
ИКТТТНСчётчикУСПДргии
Основ-
ная
усло-
Метрологические
характеристики ИК
Погреш-
ность в
погреш-
рабочих
ность, %
в
иях
,
%
8 9
ОРУ-110 кВ,
ввод 110 кВ Т-1
Кл. т. 0,2S
УХЛ1
100:√3
Зав. № 10879
Зав. № 10906
СЭТ-4ТМ.03М
Зав. №
1502001
активная
±0,6±1,5
±1,3±2,4
ОРУ-110 кВ,
ввод 110 кВ Т-2
Кл. т. 0,2S
УХЛ1
100:√3
Зав. № 10902
Зав. № 10903
СЭТ-4ТМ.03М
Зав. №
1502001
активная
1234567
ТВГ-УЭТМ-110
НАМИ-110
ПС 110/35/6 кВ
УХЛ2
Кл. т. 0,2МИР
1
«Чуркинская»,
300/5
110000:√3/
К
л
. т. 0,2S
/
0,5
УСПД-01
Зав. № 279-16;Зав. № 0812120978реактивная
Зав. № 278-16;
Зав. № 277-16
За
в
. №
10909
ТВГ-УЭТМ-110
НАМИ-110
ПС 110/35/6 кВ
УХЛ2
Кл. т. 0,2МИР
2
«Ч
уркинская»,
300/5
110000:√3/
Кл. т. 0,2S/0,5
УСПД
-
01
Зав. № 302-16;Зав. № 0811121099реактивная
Зав. № 303-16;
Зав. № 301-16
За
в
. №
10904
±0,6±1,5
±1,3±2,4
Лист № 9
Всего листов 12
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 – 1,02) U
ном
; ток (1,0 – 1,2) I
ном
, частота -
(50
±
0,15) Гц; cos
j
= 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков - от
плюс 21 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
а) для ТТ и ТН:
– параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 – 1,1) Uн
1
; диапазон силы
первичного тока - (0,02 – 1,2) Iн
1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);
частота - (50
±
0,4) Гц;
– температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
б) для счетчиков электроэнергии:
– параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 – 1,1) Uн
2
; диапазон силы
вторичного тока - (0,01 – 1,2) Iн
2
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);
частота - (50
±
0,4) Гц;
− относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа;
– температура окружающего воздуха:
– от минус 40 до плюс 60 °C;
– магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
в) для аппаратуры передачи и обработки данных:
− параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
− температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos
j
= 0,8 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 2 от плюс
10 до плюс 30 °C.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в
Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
–электросчётчик СЭТ-4ТM.03M – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
–УСПД MИР УСПД-01 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 82500 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
–сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью
источника бесперебойного питания;
Лист № 10
Всего листов 12
–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться ворганизации–участникиоптовогорынкаэлектроэнергииспомощью
электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
– журнал счётчика:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике;
– журнал УСПД:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике и УСПД;
– пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– электросчётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– УСПД;
– сервера;
–защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
– электросчетчика;
– УСПД;
– сервера.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– УСПД (функция автоматизирована);
– ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– 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 не менее
45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
– УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по
каждому каналу и электроэнергии, потребленной за trial, по каждому каналу не менее 45
суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
– сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не
менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументациинасистему
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии
(АИИС КУЭ) ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 4 очередь типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и
на комплектующие средства измерений.
Лист № 11
Всего листов 12
52619-13
6
60353-15
6
36697-12
2
-
1
Рег. №
Количество, шт.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТип
Трансформатор тока
ТВГ-УЭТМ-110
УХЛ2
Трансформатор напряжения
НАМИ-110
УХЛ1
СЭТ-4ТM.03M
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство сбора и передачи данныхMИР УСПД-01
27420-08
1
ПК УЧЕТ
Программное обеспечение
ЭНЕР
Г
ОРЕ
СУ
Р
С
ОВ
Методика поверки -
Паспорт-Формуляр-
-
-
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 64334-16«Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Газпромнефть-
Ноябрьскнефтегаз» 4 очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному
ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2016 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные
трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с
помощью эталонного делителя»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без
отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТM.03M – по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2.
Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский
ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- УСПД MИР УСПД-01 – по документу «Устройство сбора и передачи данных МИР
УСПД-01. Руководство по эксплуатации», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в
декабре 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений
№ 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20
до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до
100%, дискретность 0,1%;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной
индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом
и (или) оттиска клейма поверителя.
Лист № 12
Всего листов 12
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и
мощности с использованием системы автоматизированной-информационно измерительной
коммерческого учета электроэнергии ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 4 очередь,
аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО
«Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 4 очередь
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
2ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «Росэнергосервис»
(ЗАО «Росэнергосервис»)
ИНН 3328489050
Юридический (почтовый) адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Тел.: (4922) 44-87-06
Факс: (4922) 33-44-86
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Тел./факс: 8 (495) 437-55-77 / 437-56-66
E-mail:
,
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств 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.«____»_____________2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 61645-15 | Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 464 АО "Черномортранснефть" | Нет данных | АО "Черноморские магистральные нефтепроводы", г.Новороссийск | 1 год | Перейти |
| 38899-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосэнерго" с Изменениями № 1, № 2, № 3, № 4, № 5, № 6, № 7 | Нет данных | ОАО "Мосэнерго", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 58629-14 | Система измерений количества и показателей качества газа ЗАО "Ванкорнефть" по объекту "Газопровод Ванкор-Хальмерпаютинское от ЦПС Ванкорского месторождения ОАО "НК "Роснефть" до межпромыслового газопровода ООО "Лукойл-Западная Сибирь" | Нет данных | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва | 2 года | Перейти |
| 66814-17 | Система измерений количества и показателей качества нефти приемо-сдаточного пункта (ПСП) товарной нефти АО "Мессояханефтегаз" | Нет данных | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань | 1 год | Перейти |
| 82644-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Междуреченская | - | Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), 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