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) филиала ПАО АНК "Башнефть" "Башнефть-Уфанефтехим" Нет данных, ГРСИ 71917-18
Номер госреестра:
71917-18
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО АНК "Башнефть" "Башнефть-Уфанефтехим"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть", г.Уфа
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 1
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 70661
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-
Уфанефтехим»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфанефтехим»
(далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной
электроэнергии,потребленнойзаустановленныеинтервалывремениотдельными
технологическими объектами филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфанефтехим»,
сбора, хранения и обработки полученной информации. Полученные данные и результаты
измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления
выработкой и потреблением электроэнергии.
Описание средства измерений
АИИС КУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
Первый уровень – измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя
измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ),
многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики),
установленных на присоединениях, указанные в таблице 2, вторичные измерительные цепи и
технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
который включает в себя устройство сбора и обработки данных (УСПД), технические средства
приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия
между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных
средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, обработку и хранение ее, передачу
на верхний уровень.
Третий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в
себя серверы сбора, обработки и хранения баз данных (основной и резервный), расположенные в
центре обработки данных (ЦОД) филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфанефтехим»
(далее по тексту – серверы АИИС КУЭ), автоматизированные рабочие места операторов ЦОД и
филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфанефтехим», технические средства приема-
передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между
уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных
средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, обработку и хранение еe, передачу
отчетных документов коммерческому оператору оптового рынка электроэнергии и мощности
(КО) и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются 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 код. По мгновенным значениям силы
электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные
значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.
Лист № 2
Всего листов 11
На выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих
физических величин:
активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на
интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;
средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.
На выходе счетчиков ИК №№ 1-9, 15 измерительная информация присутствует с учетом
коэффициентов трансформации ТТ и ТН, на выходе счетчиков ИК №№ 10-14, 16 – без учета
коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
УСПД автоматически c заданной периодичностью или по запросу по линиям связи
интерфейса RS-485 опрашивает счетчики опрашивает счетчики ИК №№ 10-14 и считывает 30-
минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала
учета, осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты
трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины),
помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) программный
комплекс (ПК) «Энергосфера» автоматически с заданной периодичностью или по запросу
выполняет считывание из УСПД данных коммерческого учета электроэнергии и записей
журнала событий счетчиков ИК №№ 10-14, опрашивает счетчики ИК №№ 1-9, 15, 16 и
считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для
каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (умножение на
коэффициенты трансформации ТТ и ТН (только для счетчика ИК № 16), перевод измеренных
значений в именованные физические величины), помещение измерительной и служебной
информации в базу данных и хранение ее.
Считывание сервером АИИС КУЭ данных из УСПД осуществляется посредством
сотовой сети связи стандарта GSM 900/1800 и глобальной сети Internet; из счетчиков – при
помощи проводных линий интерфейса RS-485 и Ethernet или пакетной передачи данных GPRS
и оптических линий связи локальной вычислительной ПАО АНК «Башнефть». При выходе из
строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном
режиме с использованием ноутбука через встроенный оптический порт.
Сервер АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от
АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц – АИИС КУЭ ООО «БГК», регистрационный
номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 65847-16
(далее – Рег. №) и АИИС КУЭ ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в
границах Республики Башкортостан, Рег. № 70312-18. Измерительная информаций поступает в
формате XML-макетов в формате XML-макетов в соответствии с Приложением № 11.1.1 к
Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов
оптового рынка электрической энергии и мощности.
Сервер АИИС КУЭ объединяет измерительную информацию от ИК, перечисленных в
таблице 2, и полученную от АИИС КУЭ ООО «БГК» и АИИС КУЭ ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»
для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Республики Башкортостан, выполняет хранение
поступившей информации, производит формирование и оформление справочных и отчетных
документов (отчеты в формате XML), передачу КО, смежным субъектам ОРЭМ и в
региональные подразделения АО «СО ЕЭС» по электронной почте подписанных, при
необходимости, электронной подписью XML-макетов. Результаты измерений электроэнергии
передаются в целых числах.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные
коммерческого учета, а также журналы событий соотнесены с московским временем. Единое
время в АИИС КУЭ поддерживается системой обеспечения единого времени (СОЕВ), в
которую входят NTP-сервер времени «Метроном-200» (далее – NTP-сервер), часы сервера
АИИС КУЭ, УСПД, счетчиков. Шкала московского времени в СОЕВ формируется NTP-
сервером, укомплектованным антенной, принимающей информацию от спутниковых систем
GPS и ГЛОНАСС о календарной дате и времени на основе шкал UTC и UTC (SU)
соответственно, при этом время шкалы UTC приводится NTP-сервером к московскому времени.
Лист № 3
Всего листов 11
Сличение часов сервера АИИС КУЭ с часами NTP-сервера осуществляется каждые
10 мин, корректировка часов сервера происходит независимо от величины расхождения с
часами NTP-сервера. Сличение показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ происходит при
каждом обращении к УСПД, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов
УСПД и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с. Сличение показаний часов счетчиков
ИК №№ 10-14 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, синхронизация
осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на
величину более чем ±2 с.
Сличение показаний часов счетчиков ИК №№ 1-9, 15, 16 и сервера АИИС КУЭ
происходит при каждом обращении к счетчику, синхронизация осуществляется один раз в
сутки при расхождении показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ на величину более
чем ±2 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», установленное на серверах
АИИС КУЭ. Уровень защиты ПО ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных
изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений
параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с
помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии
Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ПК
«Энергосфера» представлены в таблице 1
Таблица 1 – Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
Идентификационные данные (признаки)Значение
Наименование ПОПК «Энергосфера»
Идентификационное наименование ПО pso_metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО Не ниже 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПОcbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора программного обеспечения
MD5
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики
приведены в таблицах 2, 3, 4, 5.
1
ТФНД-35М
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 1500/5
Рег. № 3689-73
ЗНОМ-35-65
Кл. т. 0,5
К
ТН
= (35000/√3)/(100/√3)
Рег. № 912-05
EM 720
Кл. т. 0,2S/1
Рег. № 39235-08
2
ТПШЛ-10
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 3000/5
Рег. № 1423-60
НТМК-6У4
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 323-49
EM 720
Кл. т. 0,2S/1
Рег. № 39235-13
–
Серверы АИИС КУЭ
(осн. и рез.)
Таблица 2 – Состав ИК
Номери
наименование
ИК
ТТ
№Наимено-
ИКваниеИК
ТНСчетчикИВКЭ ИВК
12
3
4
567
ГПП-2 110
кВ, РУ-35
кВ, ввод 35
кВТ-2
ГПП-2 110
кВ, РУ-6 кВ,
3 секция,
ввод 6 кВТ-2
Лист № 4
Всего листов 11
3
ТПШЛ-10
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 3000/5
Рег. № 1423-60
НТМК-6У4
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 323-49
EM 720
Кл. т. 0,2S/1
Рег. № 39235-08
4
EM 720
Кл. т. 0,2S/1
Рег. № 39235-08
5
ТПЛ-10
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 75/5
Рег. № 1276-59
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 2611-70
EM 720
Кл. т. 0,2S/1
Рег. № 39235-08
6
ТПЛ-10
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 75/5
Рег. № 1276-59
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 2611-70
EM 720
Кл. т. 0,2S/1
Рег. № 39235-08
7
ТПЛ-10-М
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 100/5
Рег. № 22192-03
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 2611-70
EM 720
Кл. т. 0,2S/1
Рег. № 39235-08
8
ЦРП-7 35 кВ, ЗРУ-6
кВ,2 секция6 кВ,
яч.15, КЛ-6 кВф. 7-15
ТПЛ-10-М
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 150/5
Рег. № 22192-03
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 2611-70
EM 720
Кл. т. 0,2S/1
Рег. № 39235-08
9
ТПЛ-10-М
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 100/5
Рег. № 22192-07
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 2611-70
EM 720
Кл. т. 0,2S/1
Рег. № 39235-08
–
Серверы АИИС КУЭ (осн. и рез.)
Продолжение таблицы 2
1234567
ГПП-2 110
кВ, РУ-6 кВ,
4 секция,
ввод 6 кВТ2
ГПП-2
110 кВ,
ввод 6 кВ
ТСН-2
ТПЛМ-10
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 20/5
Рег. № 2363-68
НТМК-6У4
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 323-49
ГПП-1 110 кВ,
ЗРУ-6 кВ, 2
секция, яч.8, КЛ-6
кВф. УМПО-1
ГПП-1 110 кВ,
ЗРУ-6 кВ, 4 секция,
яч.28, КЛ-6 кВф.
УМПО-2
ЦРП-7 35 кВ, ЗРУ-6 кВ,
1 секция 6 кВ, яч.14,
КЛ-6 кВф. ОООНПФ
«Химреактив»
ПС-384 6 кВ, 2
с.ш. 6кВ, яч.20,
КЛ-6 кВф.
ОАО «НХРС»
Лист № 5
Всего листов 11
10
ПС 220 кВНПЗ, ОРУ-110 кВ,
ВЛ-110 кВНПЗ-ГПП-1 1Т
SB 0,8
Кл. т. 0,2S
К
ТТ
= 1000/5
Рег. № 20951-08
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
11
ПС 220 кВНПЗ, ОРУ-110 кВ,
ВЛ-110 кВНПЗ-ГПП-1 2Т
ТВГ-УЭТМ®
(мод.
ТВГ-УЭТМ®-110)
Кл. т. 0,2S
К
ТТ
= 1000/5
Рег. № 52619-13
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
12
ПС 220 кВНПЗ, ОРУ-110 кВ,
ВЛ-110 кВНПЗ-ГПП-2 1Т
ТВГ-УЭТМ®
(мод.
ТВГ-УЭТМ®-110)
Кл. т. 0,2S
К
ТТ
= 1000/5
Рег. № 52619-13
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
13
ПС 220 кВ НПЗ, ОРУ-110
кВ, ОВ 1-3
ТВГ-УЭТМ®
(мод.
ТВГ-УЭТМ®-110)
Кл. т. 0,2S
К
ТТ
= 1000/5
Рег. № 52619-13
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
СИКОН С70
Рег. № 28822-05
Серверы АИИС КУЭ (осн. и рез.)
Продолжение таблицы 2
123
567
4
Осн.:
VCU (мод. VCU-123)
Кл. т. 0,2
К
ТН
= (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 53610-13
Рез.:
VCU (мод. VCU-123)
Кл. т. 0,2
К
ТН
= (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 53610-13
Осн.:
VCU (мод. VCU-123)
Кл. т. 0,2
К
ТН
= (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 53610-13
Рез.:
НДКМ (мод. НКДМ-110)
Кл. т. 0,2
К
ТН
= (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 60542-15
Осн.:
VCU (мод. VCU-123)
Кл. т. 0,2
К
ТН
= (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 53610-13
Рез.:
НДКМ (мод. НКДМ-110)
Кл. т. 0,2
К
ТН
= (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 60542-15
Осн.:
VCU (мод. VCU-123)
Кл. т. 0,2
К
ТН
= (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 53610-13
Рез.:
VCU (мод. VCU-123)
Кл. т. 0,2
К
ТН
= (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 53610-13
Лист № 6
Всего листов 11
14
ПС 220 кВ НПЗ, ОРУ-110
кВ, ОВ 2-4
ТВГ-УЭТМ®
(мод.
ТВГ-УЭТМ®-110)
Кл. т. 0,2S
К
ТТ
= 1000/5
Рег. № 52619-13
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
СИКОН С70
Рег. № 28822-05
15
ТПЛ-10
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 150/5
Рег. № 1276-59
НТМИ-6
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 831-53
EM 720
Кл. т. 0,2S/1
Рег. № 39235-08
16
ТПЛ-10-М
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 100/5
Рег. № 22192-03
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 2611-70
–
Серверы АИИС КУЭ (осн. и рез.)
Продолжение таблицы 2
123
567
4
Осн.:
VCU (мод. VCU-123)
Кл. т. 0,2
К
ТН
= (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 53610-13
Рез.:
НДКМ (мод. НКДМ-110)
Кл. т. 0,2
К
ТН
= (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 60542-15
ПС-259 6 кВ, 2
секция 6 кВ,
яч.2, КЛ-6 кВ
ф. 259-2
ПС-347 6 кВ, РУ-6 кВ,
1 секция, яч.9, о.ф.
ООО «Дорожник»
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1
Рег. № 36697-12
Примечания:
1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с
метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2 при условии,
что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4
метрологических характеристик ИК АИИС КУЭ.
2. Допускается изменение наименований ИК без изменения технологического объекта, на
котором проводятся измерения, а также уменьшение числа ИК.
3. Изменения по п.п. 1 и 2 примечаний оформляются техническим актом (ТА) в произвольной
форме, утвержденным руководителем предприятия-владельца АИИС КУЭ и составленным с
участиемметрологическойслужбыпредприятия-владельцаАИИСКУЭ,внесением
изменений в эксплуатационную документацию на АИИС КУЭ.
4. ТА хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ. Срок действия
ТА не может превышать срока действия свидетельства о поверке на АИИС КУЭ.
Лист № 7
Всего листов 11
Коэф.
мощнос-
ти
cos
j
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении активной
электроэнергии и мощности
Границы допускаемых относительных погрешностей ИК при
измерении активной электроэнергии и мощности (
d
)
,
%
Номер ИК
d
1(2)%
,
d
5%
,
d
20%
,
d
100%
,
I
1(2)%
≤I
изм
<I
5%
I
5%
≤I
изм
<I
20%
I
20%
≤I
изм
<I
100%
I
100%
≤I
изм
≤I
120%
d
оР
d
Р
d
оР
d
Р
d
оР
d
Р
d
оР
d
Р
1,0±1,0 ±1,2 ±0,6 ±0,8 ±0,5 ±0,8 ±0,5 ±0,8
0,9±1,0 ±1,2 ±0,7 ±0,9 ±0,5 ±0,8 ±0,5 ±0,8
10-140,8±1,2±1,3±0,8±1,0±0,6±0,9±0,6±0,9
0,7±1,3±1,5±0,9±1,1±0,7±0,9±0,7±0,9
0,5±1,8±2,0±1,3±1,4±0,9±1,2±0,9±1,2
1,0 не норм. не норм.±1,8±1,9±1,1±1,2±0,9±1,0
0,9 не норм. не норм.±2,3±2,4±1,3±1,4±1,0±1,2
1-9, 150,8не норм.не норм.±2,8±2,9±1,6±1,7±1,2±1,4
0,7не норм.не норм.±3,5±3,6±1,9±2,0±1,5±1,6
0,5не норм.не норм.±5,4±5,5±2,9±3,0±2,2±2,3
1,0не норм.не норм.±1,8±2,2±1,2±1,7±1,0±1,6
0,9не норм.не норм.±2,4±2,7±1,4±1,9±1,2±1,7
160,8не норм.не норм.±2,9±3,2±1,7±2,1±1,3±1,9
0,7не норм.не норм.±3,6±3,8±2,0±2,4±1,6±2,1
0,5не норм.не норм.±4,4±4,6±2,4±2,8±1,9±2,3
Примечание:
d
оР
– границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении активной
электроэнергии и мощности;
d
Р
– границы допускаемой относительной погрешности при измерении активной
электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
Коэф.
мощнос-
ти
cos
j
10-12, 14
13
1-9, 15, 16
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной
электроэнергии и мощности
Границы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении
реактивной электроэнергии и мощности (
d
)
,
%
Номер ИК
d
2%
,
d
5%
,
d
20%
,
d
100%
,
I
2%
≤I
из
м
<I
5%
I
5%
≤I
из
м
<I
20%
I
20%
≤I
из
м
<I
100%
I
100%
≤I
изм
≤I
120%
d
оQ
d
Q
d
оQ
d
Q
d
оQ
d
Q
d
оQ
d
Q
0,9±2,7 ±3,6 ±1,6 ±2,1 ±1,2 ±1,5 ±1,2 ±1,4
0,8±2,0 ±2,8 ±1,3 ±1,7 ±0,9 ±1,2 ±0,9 ±1,2
0,7±1,7 ±2,4 ±1,1 ±1,6 ±0,8 ±1,1 ±0,8 ±1,1
0,5±1,5 ±2,1 ±1,0 ±1,4 ±0,7 ±1,1 ±0,7 ±1,0
0,9±2,3 ±2,6 ±1,5 ±1,9 ±1,2 ±1,7 ±1,2 ±1,7
0,8±1,8 ±2,2 ±1,2 ±1,8 ±0,9 ±1,6 ±0,9 ±1,6
0,7±1,6 ±2,1 ±1,2 ±1,8 ±0,9 ±1,6 ±0,9 ±1,6
0,5±1,5 ±2,1 ±1,3 ±1,9 ±0,8 ±1,7 ±0,8 ±1,7
0,9 не норм. не норм. ±6,5 ±7,1 ±3,6 ±4,6 ±2,8 ±3,9
0,8 не норм. не норм. ±4,6 ±5,3 ±2,6 ±3,7 ±2,1 ±3,4
0,7 не норм. не норм. ±3,7 ±4,5 ±2,2 ±3,4 ±1,8 ±3,2
0,5 не норм. не норм. ±2,8 ±3,8 ±1,8 ±3,1 ±1,5 ±3,0
Лист № 8
Всего листов 11
Примечание к таблицам 3, 4:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для интервала интегрирования
30 мин.
2. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой
относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
от 98 до 102
от 100 до 120
от 0,8 до 1
50
от 90 до 110
от 1 до 120
от 5 до 120
от 0,5 до 1
от 49,8 до 50,2
165000
90000
92000
160000
70000
3
Значение
2
16
1
от +20 до +25
от +20 до +25
от -40 до +70
от +8 до +38
от +10 до +35
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Количество ИК
Периодичность сбора результатов измерений и журналов событий
(функция автоматизирована), сут, не реже
Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ:
– напряжение, % от U
ном
– сила тока, % от I
ном
– коэффициент мощности cos φ
– частота, Гц
– температура окружающей среды, °С:
– для счетчиков
– для других компонентов
Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:
напряжение, % от U
ном
сила тока, % от I
ном
:
– для ИК №№ 10-14
– для ИК №№ 1-9, 15, 16
коэффициент мощности cos φ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С:
– для ТТ и ТН
– для счетчиков
– для УСПД и серверов
Надежность применяемых в системе компонентов:
счетчики:
– среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
счетчики СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01
счетчики СЭТ-4ТМ.03
счетчики EM 720, рег. № 39235-08
счетчики EM 720, рег. № 39235-13
УСПД (контроллер сетевой универсальный) СИКОН С70
– время восстановления работоспособности, сут, не более
серверы:
– коэффициент готовности, не менее
– среднее время наработки на отказ, ч, не менее
– время восстановления работоспособности, ч, не более
0,99
165974
1
Примечание:
d
оQ
– границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной
электроэнергии и мощности;
d
Q
– границы допускаемой относительной погрешности при измерении реактивной
электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
Лист № 9
Всего листов 11
Продолжение таблицы 5
12
Глубина хранения информации:
счетчики:
– тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не
менее:
счетчики СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01113
счетчики EM 720365
УСПД (контроллер сетевой универсальный) СИКОН С70 45
– при отключении питания, лет, не менее
счетчики СЭТ-4ТМ.033
счетчики СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01 40
счетчики ExpertMeter 720 (EM 720) 20
УСПД (контроллер сетевой универсальный) СИКОН С703
сервер:
– хранение результатов измерений и информации состояний средств
измерений, лет, не менее 3,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ не превышает, с
±
5
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного
доступа обеспечена следующими мерами:
– клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для
пломбирования;
– панелиподключениякэлектрическиминтерфейсамсчетчиковзащищены
механическими пломбами;
– наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых
паролей на счетчиках, серверах, АРМ;
– организация доступа к информации ИВК и ИВКЭ посредством паролей обеспечивает
идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
– защита результатов измерений при передаче.
В журнале событий счетчика фиксируются следующие события:
– факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и
конфигурации;
– факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции
или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
– формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам
автоматической самодиагностики;
– отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и
восстановления напряжения;
– перерывы питания электропитания счетчика с фиксацией времени пропадания и
восстановления.
В журнале событий ИВКЭ и ИВК фиксируются следующие события:
– изменение значений результатов измерений;
– изменение коэффициентов ТТ и ТН;
– факты и величина коррекции времени;
– пропадание питания;
– замена счетчика;
– полученные из счетчиков журналы событий.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ способом
цифровой печати.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Лист № 10
Всего листов 11
10 шт.
4 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
Количество
3 шт.
12 шт.
6 шт.
8 шт.
2 шт.
6 шт.
3 шт.
9 шт.
3 шт.
1 шт.
6 шт.
1 шт.
3 шт.
СЭТ-4ТМ.03
СЭТ-4ТМ.03М
СЭТ-4ТМ.03М.01
СИКОН С70
Таблица 6 – Комплектность средства измерений
НаименованиеОбозначение
Трансформатор тока SB 0,8
Трансформатор тока ТВГ-УЭТМ® (мод. ТВГ-УЭТМ®-110)
Трансформатор тока ТПЛ-10
Трансформатор тока ТПЛ-10-М
Трансформатор тока ТПЛМ-10
Трансформатор тока ТПШЛ-10
Трансформатор токаТФНД-35М
Трансформатор напряжения VCU (мод. VCU-123)
Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65
Трансформатор напряжения НТМИ-6
Трансформатор напряженияНТМИ-6-66
Трансформатор напряжения НТМК-6У4
Трансформатор напряжения НДКМ (мод. НКДМ-110)
Счетчик многофункциональный
и анализатор качестваExpertMeter 720 (EM 720)
электрической энергии
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
УСПД (контроллер сетевой
универсальный)
Сервер АИИС КУЭ (осн. и рез.)Cервер совместимый с платформой х86
NTP-сервер Метроном-200
Прикладное ПО на серверах ПК «Энергосфера»
Паспорт-формулярГДАР.411711.137-03/2 ПФ
2 шт.
1 шт.
2 компл.
1 экз.
Поверка
осуществляетсявсоответствиисдокументомМИ3000-2018«ГСИ.Системы
автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической
энергии. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» 28.02.2018 г.
Основные средства поверки:
– трансформаторы тока – по ГОСТ 8.217-2003;
– трансформаторы напряжения – по ГОСТ 8.216-2011;
– счетчики ExpertMeter 720 (EM 720), рег. номер 39235-08 – по методике поверки
МП 39235-08, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
– счетчики ExpertMeter 720 (EM 720), рег. номер 39235-13 – по методике поверки
МП 39235-13, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» 10.07.2013;
– счетчики СЭТ-4ТМ.03 – по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной
ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004;
– счетчикиСЭТ-4ТМ.03М,СЭТ-4ТМ.03.01 – пометодикеповерки
ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012;
– контроллерсетевойуниверсальныйСИКОН С70 – пометодикеповерки
ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
– радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), (рег. № 27008-04).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Лист № 11
Всего листов 11
Сведения о методиках (методах) измерений
«Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфанефтехим».
Методика измерений. ГДАР.411711.137-03/2 МВИ».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфанефтехим»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем
Основные положения
Изготовитель
Публичное акционерное общество «Акционерная нефтяная Компания «Башнефть»
(ПАО АНК «Башнефть»)
ИНН 0274051582
Адрес: 450077, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Карла Маркса, д. 30, корп. 1
Телефон: (347) 261-61-61, факс: (347) 261-62-62
Web-сайт
E-mail:
Заявитель
Акционерное общество Научно-производственное предприятие «ЭнергопромСервис»
(АО НПП «ЭнергопромСервис»)
ИНН 7709548784
Адрес: 105120, г. Москва, Костомаровский переулок, д. 3, офис 104
Телефон: (499) 967-85-67, факс: (499) 967-85-67
Web-сайт
E-mail:
научно-
средств
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийский
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, 46
Телефон: (495) 437-55-77, факс: (495) 437-56-66
Web-сайт:
E-mail:
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний
измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 29.03.2018 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 51668-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) для энергоснабжения ООО "Русджам-Кубань", ОАО "Русджам-Покровский" | Нет данных | ООО "Техносоюз", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 74976-19 | Система измерительная количества газа ГРС "п.Верхнее Джемете" | Нет данных | ООО "Газпром инвест", г.С.-Петербург | 5 лет | Перейти |
| 48652-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Оренбургской области №1 (ГТП Киембай, КС-15, ГТП Киембай, КС-16, ГТП КС-15, ГТП Прийск-Кумак, ГТП Энергия) | Нет данных | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 71890-18 | Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 1282 ПСП "Волгоград" | Нет данных | АО "Нефтеавтоматика", г.Уфа | 1 год | Перейти |
| 43375-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии Подстанция Могоча 220/110/35/10/6 кВ - АИИС КУЭ Подстанция Могоча 220/110/35/10/6 кВ | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", 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