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 "Саратовнефтегаз" (1-я очередь) Нет данных, ГРСИ 72541-18
Номер госреестра:
72541-18
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Саратовнефтегаз" (1-я очередь)
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "СТАНДАРТ", г.Нижний Новгород
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 № 71315
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 15
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 390 от 01.03.2019 г.)
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Саратовнефтегаз» (1-я очередь)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Саратовнефтегаз» (1-я очередь) (далее по тексту – АИИС
КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора,
обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в
рамках согласованного регламента.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную автоматизированную систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерения, состоящую из 45
измерительных каналов (ИК).
ИК АИИС КУЭ состоят из двух уровней.
Первый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в
себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока
(ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по
тексту Сч и/или счетчики) и вторичные измерительные цепи.
Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в
себя сервер ИВК баз данных (сервер БД) на основе комплекса измерительно-вычислительного
для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» (ПО «АльфаЦЕНТР»), устройство
синхронизации времени типа УСВ-3 регистрационный номер в Федеральном информационном
фонде 64242-16 (рег. № 64242-16), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и
программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и
хранение.
В состав ИВК входит вспомогательное оборудование – автоматизированные рабочие
места (АРМ) пользователей системы, а также АРМ энергосбытовой организации.
АИИС КУЭ обеспечивает:
-автоматическоевыполнениеизмеренийвеличинактивнойиреактивной
электроэнергии (прямого и обратного направления) с заданной дискретностью 30 мин;
- сбор и передачу журналов событий счетчиков в базу данных ИВК;
- автоматическое выполнение измерений времени и ведение единого времени в составе
СОЕВ АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор
привязанных к единому календарному времени результатов измерений (приращений
электроэнергии прямого и обратного направления) с заданной дискретностью 30 мин;
- хранение в базе данных АИИС КУЭ результатов измерений информации о состоянии
средств измерений («Журналов событий»);
- обработку, формирование и передачу результатов измерений в ХML-формате по
электронной почте (с электронной подписью);
-обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияот
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- обеспечение по запросу коммерческого оператора дистанционного доступа к
результатам измерений, данным журналов событий на всех уровнях АИИС КУЭ;
-обеспечениедиагностикиимониторингфункционированиятехническихи
программных средств АИИС КУЭ;
- обеспечение конфигурирования и настройки параметров АИИС КУЭ;
Лист № 2
Всего листов 15
- автоматическую регистрацию событий, сопровождающих процессы измерения, в
«Журнале событий» на уровне измерительно-информационного комплекса;
- предоставление доступа к измеренным значениям и «Журналам событий» со стороны
ИВК;
-возможностьмасштабированиядолейименованныхвеличинколичества
электроэнергии;
- расчеты потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов
связи и восстановления питания.
Первичныефазныетокиинапряженияпреобразовываютсяизмерительными
трансформаторами (в случае счетчиков прямого включения – счетчиками) в аналоговые
сигналы низкого уровня, которые поступают на аналого-цифровой преобразователь (АЦП)
счетчика. АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин тока и напряжения
паралельно по шести каналам измерения тока и напряжения, преобразуя в цифровой код
передавая его микроконтроллеру. Микроконтроллер по выборкам мгновенных показаний
производит вычисление усредненных на интервале значений активной мощности.По
мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микроконтроллере счетчика
вычисляются мгновенные значения реактивной, полной мощности и интегрированные по
времени значения активной и реактивной энергии.
ПередачацифровогосигналасвыходовсчетчиковнавходысервераИВК
осуществляется по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат пакетных
данных посредством сотовой GSM связи и Internet (GSM-GPRS/3G соединение) (счетчик – GSM
модем – сервер) и/или GSM/CSD соединение в качестве резервного канала.
Сервер автоматически не реже одного раза в сутки и/или по запросу проводит сбор
результатов измерений и информации о состоянии средств измерений со счетчиков.
В сервере осуществляется хранение результатов измерений и отображение информации
по подключенным к серверу устройствам. Посредством сервера происходит отображение
информации на АРМ пользователей системы. Вычисление электрической энергии и мощности с
учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН осуществляется на уровне ИВК (ПО
«АльфаЦЕНТР»).
Насервереинформацияорезультатахизмеренийприращенийпотребленной
электрической энергии экспортируется в файлы формата XML, макет 80020. Сформированные
файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Ежедневно (1 раз в сутки) файлы
данных автоматически направляются на АРМ энергосбытовой компании по электронной почте
в формате XML.
Дальнейшая передача информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и другим смежным
субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) осуществляется от АРМ
энергосбытовой компании по каналу связи сети Internet в формате XML в соответствии с
регламентами ОРЭМ. Передача информации в АО «АТС» происходит после подписания файла
электронно-цифровой подписью энергосбытовой компании.
Информация с сервера может быть получена на АРМ по локальной вычислительной сети
(ЛВС) предприятия.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в
себя устройство синхронизации системного времени. СОЕВ выполняет законченную функцию
измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает
синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений
используется единое календарное время.
Сличение шкалы времени сервера и шкалы времени устройства синхронизации
системного времени происходит не реже 1 раза в 60 минут. Ход внутренних часов не
превышает ±1 с/сут. Не реже чем 1 раз в сутки осуществляется сличение шкалы времени между
счетчиками и сервером. Коррекция времени счетчика сервером осуществляется при
обнаружении рассогласования более чем на ±2 с в момент чтения данных.
Лист № 3
Всего листов 15
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения АИИС КУЭ входят ПО счетчиков, ПО сервера БД и
ПО АРМ на основе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии
«АльфаЦЕНТР» (ПО «АльфаЦЕНТР»).
Метрологически значимой частью специализированного ПО АИИС КУЭ является
библиотекаac_metrology.dll.Даннаябиблиотекавыполняетфункциисинхронизации,
математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является
неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Идентификационные данные библиотеки ac_metrology.dll приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки)Значение
1
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (MD5)
Другие идентификационные данные
2
ПО «АльфаЦЕНТР»
не ниже 12.03
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
ac_metrology.dll
ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС
КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровеньзащитыпрограммногообеспечения«высокий»всоответствиис
Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
1
РП-10 кВ
Октябрьский СП,
яч. 1, ВЛ-10 кВ
ф. 7А
ТЛК10
кл.т 0,5
Ктт = 200/5
рег. № 9143-83
НАМИ-10
кл.т 0,2
Ктн = 10000/100
рег. № 11094-87
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
2
РП-10 кВ
Октябрьский СП,
АВР, ввод 0,4 кВ
ТСН-1, ТСН-2
Т-0,66
кл.т 0,5S
Ктт = 100/5
рег. № 52667-13
-
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
3
РП-10 кВ
Октябрьский СП,
яч. 8, ВЛ-10 кВ
ф. 8А
ТЛК10
кл.т 0,5
Ктт = 200/5
рег. № 9143-83
НАМИ-10
кл.т 0,2
Ктн = 10000/100
рег. № 11094-87
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
УСВ-3
рег. № 64242-16,
HP ProLiant DL360 Gen 9
ТТ
ТНСчетчик
Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ
Номер и
наименование ИК
123
45
УССВ,
Сервер
6
Лист № 4
Всего листов 15
4
ПС 35 кВ
Горючка,
РУ-6 кВ, яч. 4
ТЛК10-5,6
кл.т 0,5
Ктт = 300/5
рег. № 9143-01
НАМИТ-10-2
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
рег. № 18178-99
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
5
ПС 35 кВ
Горючка,
ввод 0,4 кВ
ТСН-1
Т-0,66
кл.т 0,5S
Ктт = 100/5
рег. № 52667-13
-
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,5S/1,0
рег. № 36697-12
6
ТЛК10-5,6
кл.т 0,5
Ктт = 50/5
рег. № 9143-01
НАМИТ-10-2
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
рег. № 18178-99
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
7
ПС 35 кВ
Западная
Рыбушка,
РУ-6 кВ, яч. 3
ТЛК10-5,6
кл.т 0,5
Ктт = 100/5
рег. № 9143-01
НАМИТ-10
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
рег. № 16687-97
ПСЧ-4ТМ.05
кл.т 0,5S/1,0
рег. № 27779-04
8
ПС 35 кВ
Западная
Рыбушка,
ввод 0,4 кВ
ТСН-1
ТОП 0,66
кл.т 0,5S
Ктт = 100/5
рег. № 15174-01
-
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
9
ПС 35 кВ
Западная
Рыбушка,
РУ-6 кВ, яч. 1,
ВЛ-6 кВ ф. 603
ТЛК10
кл.т 0,5
Ктт = 50/5
рег. № 9143-01
НАМИТ-10
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
рег. № 16687-97
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
10
КТП 6 кВ
№ 471А,
ПУ-1 0,4 кВ
ТШЛ-СЭЩ
кл.т 0,5S
Ктт = 1000/5
рег. № 51624-12
-
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
11
ПС 35 кВ
Урицкая,
ОРУ-35 кВ,
В-35 кВ Т-1
GIF 40,5
кл.т 0,5S
Ктт = 100/5
рег. № 56411-14
НАМИ-35 УХЛ1
кл.т 0,5
Ктн = 35000/100
рег. № 19813-05
ПСЧ-4ТМ.05
кл.т 0,5S/1,0
рег. № 27779-04
12
ПС 35 кВ
Урицкая,
ОРУ-35 кВ,
В-35 кВ Т-2
GIF 40,5
кл.т 0,5S
Ктт = 100/5
рег. № 56411-14
НАМИ-35 УХЛ1
кл.т 0,5
Ктн = 35000/100
рег. № 19813-05
ПСЧ-4ТМ.05
кл.т 0,5S/1,0
рег. № 27779-04
УСВ-3
рег. № 64242-16,
HP ProLiant DL360 Gen 9
Продолжение таблицы 2
123456
ПС 35 кВ
Горючка,
РУ-6 кВ яч. 1,
ВЛ-6 кВ
ф. № 601
Лист № 5
Всего листов 15
13
ПС 35 кВ
Урицкая,
КРУН-10 кВ,
яч. 2, ВЛ-10 кВ
Ф. № 7А
с. Бутырки
ТОЛ 10-1
кл.т 0,5
Ктт = 100/5
рег. № 15128-03
НАМИТ-10
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
рег. № 16687-13
ПСЧ-4ТМ.05
кл.т 0,5S/1,0
рег. № 27779-04
14
ТОЛ 10-1
кл.т 0,5
Ктт = 100/5
рег. № 15128-03
НАМИТ-10
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
рег. № 16687-02
ПСЧ-4ТМ.05
кл.т 0,5S/1,0
рег. № 27779-04
15
ПС 35 кВ
Урицкая,
КРУН-10 кВ,
яч. 6, ВЛ-10 кВ
Ф. № 2А
с. Чадаевка
ТОЛ 10-1
кл.т 0,5
Ктт = 100/5
рег. № 15128-03
НАМИТ-10
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
рег. № 16687-13
ПСЧ-4ТМ.05
кл.т 0,5S/1,0
рег. № 27779-04
16
ПС 35 кВ
Урицкая,
КРУН-10 кВ,
яч. 8, ВЛ-10 кВ
Ф. № 8
ТОЛ 10-1
кл.т 0,5
Ктт = 100/5
рег. № 15128-03
НАМИТ-10
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
рег. № 16687-13
ПСЧ-4ТМ.05
кл.т 0,5S/1,0
рег. № 27779-04
17
ТОЛ 10-1
кл.т 0,5
Ктт = 100/5
рег. № 15128-03
НАМИТ-10
кл.т 0,5
Ктн = 10000/100
рег. № 16687-02
ПСЧ-4ТМ.05
кл.т 0,5S/1,0
рег. № 27779-04
18
ТОЛ-СВЭЛ
кл.т 0,2S
Ктт = 200/5
рег. № 42663-09
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
19
ВЛ-6 кВ ф. № 5
от яч. ф. 605
ПС 110 кВ
Саратовка-4,
ПКУ-6 кВ ф. 605
ТОЛ-СВЭЛ
кл.т 0,2S
Ктт = 200/5
рег. № 42663-09
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ
кл.т 0,2
Ктн =
(6000/√3)/(100/√3)
рег. № 67628-17
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
20
ВЛ-6 кВ ф. № 1
от яч. ф. 601
ПС 110 кВ
Саратовка-4,
ПКУ-6 кВ ф. 601
ТОЛ-СВЭЛ
кл.т 0,2S
Ктт = 200/5
рег. № 42663-09
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ
кл.т 0,2
Ктн =
(6000/√3)/(100/√3)
рег. № 67628-17
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
УСВ-3
рег. № 64242-16,
HP ProLiant DL360 Gen 9
Продолжение таблицы 2
123456
ПС 35 кВ
Урицкая,
КРУН-10 кВ,
яч. 12, ВЛ-10 кВ
Ф. № 1А
с. Урицкое
ПС 35 кВ
Урицкая,
КРУН-10 кВ,
яч. 11, ВЛ-10 кВ
Ф. № 11
ВЛ-6 кВ №1 от
яч. ф. 601
ПС 110 кВ
Саратовка-1,
ПКУ-6 кВ ф. 601
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ
кл.т 0,2
Ктн =
(6000/√3)/(100/√3)
рег. № 67628-17
Лист № 6
Всего листов 15
21
ТОЛ-СВЭЛ
кл.т 0,2S
Ктт = 200/5
рег. № 42663-09
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
22
ТОЛ-СВЭЛ
кл.т 0,2S
Ктт = 150/5
рег. № 42663-09
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ
кл.т 0,2
Ктн =
(6000/√3)/(100/√3)
рег. № 67628-17
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
23
КТП-128 10 кВ,
ввод 0,4 кВ Т
-
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
24
ПС 110 кВ
Алексеевская,
ОРУ-110 кВ,
ШР-110 кВ Т-1
ТФМ-110
кл.т 0,2
Ктт = 100/5
рег. № 16023-97
НКФ-110-57
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 14205-05
ПСЧ-4ТМ.05
кл.т 0,5S/1,0
рег. № 27779-04
25
ПС 110 кВ
Алексеевская,
ОРУ-110 кВ,
ШР-110 кВ Т-2
ТФМ-110
кл.т 0,2
Ктт = 100/5
рег. № 16023-97
НКФ-110-57
кл.т 0,5
Ктн =
(110000/√3)/(100/√3)
рег. № 14205-05
ПСЧ-4ТМ.05
кл.т 0,5S/1,0
рег. № 27779-04
26
ПС 35 кВ
Нефтяная-1,
РУ-6 кВ, яч. 14
ТОЛ
кл.т 0,2S
Ктт = 400/5
рег. № 47959-16
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
27
ПС 35 кВ
Нефтяная-1,
ввод 0,4 кВ
ТСН-1
Т-0,66
кл.т 0,5S
Ктт = 50/5
рег. № 52667-13
-
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
28
ПС 35 кВ
Нефтяная-1,
РУ-6 кВ, яч. 5
ТОЛ
кл.т 0,2S
Ктт = 400/5
рег. № 47959-16
ЗНОЛ-06
кл.т 0,5
Ктн =
(6000/√3)/(100/√3)
рег. № 3344-72
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
УСВ-3
рег. № 64242-16,
HP ProLiant DL360 Gen 9
Продолжение таблицы 2
123456
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ
кл.т 0,2
Ктн =
(6000/√3)/(100/√3)
рег. № 67628-17
ВЛ-6 кВ ф. 606
от яч. ф. 606
ПС 110 кВ
Саратовка-5,
ПКУ-6 кВ ф. 606
ВЛ-6 кВ ф. № 3 от
яч. ф. 603
ПС 110 кВ
Южная-6,
ПКУ-6 кВ
ВЛ-6 кВ ф. № 3
ТШП
кл.т 0,5S
Ктт = 600/5
рег. № 64182-16
ЗНОЛ-06
кл.т 0,5
Ктн =
(6000/√3)/(100/√3)
рег. № 3344-72
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ
кл.т 0,2
Ктн =
(6000/√3)/(100/√3)
рег. № 67628-17
Лист № 7
Всего листов 15
29
ПС 35 кВ
Нефтяная-1,
ввод 0,4 кВ
ТСН-2
Т-0,66
кл.т 0,5S
Ктт = 50/5
рег. № 52667-13
-
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
30
ПС 35 кВ
Нефтяная-2,
РУ-6 кВ, яч. 14
ТОЛ
кл.т 0,2S
Ктт = 600/5
рег. № 47959-16
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
31
ПС 35 кВ
Нефтяная-2,
ввод 0,4 кВ
ТСН-1
Т-0,66
кл.т 0,5S
Ктт = 100/5
рег. № 52667-13
-
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
32
ПС 35 кВ
Нефтяная-2,
РУ-6 кВ, яч. 5
ТОЛ
кл.т 0,2S
Ктт = 600/5
рег. № 47959-16
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
33
ПС 35 кВ
Нефтяная-2,
ввод 0,4 кВ
ТСН-2
Т-0,66
кл.т 0,5S
Ктт = 100/5
рег. № 52667-13
-
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
34
ПС 35 кВ
Нефтяная-2,
РУ-6 кВ, яч. 18
ТОЛ-10
кл.т 0,5
Ктт = 200/5
рег. № 6009-77
ЗНОЛ-06
кл.т 0,5
Ктн =
(6000/√3)/(100/√3)
рег. № 3344-72
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
35
РП-6 кВ
Степновские ГС,
РУ-6 кВ, яч. 5
ТЛК10
кл.т 0,5
Ктт = 300/5
рег. № 9143-83
НАМИТ-10
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
рег. № 16687-02
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
36
РП-6 кВ
Степновские ГС,
ввод 0,4 кВ
ТСН-1
Т-0,66
кл.т 0,5S
Ктт = 50/5
рег. № 52667-13
-
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
37
РП-6 кВ
Степновские ГС,
РУ-6 кВ, яч. 8
ТЛК10
кл.т 0,5
Ктт = 300/5
рег. № 9143-83
НАМИТ-10
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
рег. № 16687-02
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
УСВ-3
рег. № 64242-16,
HP ProLiant DL360 Gen 9
Продолжение таблицы 2
123456
ЗНОЛ-06
кл.т 0,5
Ктн =
(6000/√3)/(100/√3)
рег. № 3344-72
ЗНОЛ-06
кл.т 0,5
Ктн =
(6000/√3)/(100/√3)
рег. № 3344-72
Лист № 8
Всего листов 15
38
РП-6 кВ
Степновские ГС,
ввод 0,4 кВ
ТСН-2
Т-0,66
кл.т 0,5S
Ктт = 50/5
рег. № 52667-13
-
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
39
ТП 6 кВ № 6
ПНН Наливная,
РУ-0,4 кВ, 1 СШ,
ввод 0,4 кВ Т-1
ТШ-0,66
кл.т 0,5S
Ктт = 1500/5
рег. № 67928-17
-
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
40
ТП 6 кВ № 6
ПНН Наливная,
РУ-0,4 кВ, 2 СШ,
ввод 0,4 кВ Т-2
ТШ-0,66
кл.т 0,5S
Ктт = 1500/5
рег. № 67928-17
-
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
41
ВЛ-1005 10 кВ,
оп. 5-00/1,
ПКУ-10 кВ
ВЛ-10 кВ ф. 1005
ТОЛ-НТЗ-10
кл.т 0,2S
Ктт = 100/5
рег. № 51679-12
ЗНОЛП-НТЗ-10
кл.т 0,2
Ктн =
(10000/√3)/(100/√3)
рег. № 51676-12
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
42
ВЛ-1002 10 кВ,
оп. 2-02/2,
ПКУ-10 кВ
ВЛ-1002 10 кВ
ТОЛ-СВЭЛ
кл.т 0,2S
Ктт = 100/5
рег. № 42663-09
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ
кл.т 0,2
Ктн =
(10000/√3)/(100/√3)
рег. № 67628-17
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
43
ВЛ-1003 10 кВ,
оп. 3-00/1,
КРУН-СВЛ-10 кВ
ТОЛ 10-1
кл.т 0,5
Ктт = 50/5
рег. № 15128-03
ЗНОЛП
кл.т 0,5
Ктн =
(10000/√3)/(100/√3)
рег. № 23544-02
ПСЧ-4ТМ.05
кл.т 0,5S/1,0
рег. № 27779-04
44
ТОЛ-СВЭЛ
кл.т 0,2S
Ктт = 300/5
рег. № 42663-09
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ
кл.т 0,2
Ктн =
(6000/√3)/(100/√3)
рег. № 67628-17
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
45
ВЛ-6 кВ ф. 608 от
яч. ф. 608
ПС 110 кВ
Бобровка-3, ПКУ-
6 кВ
ВЛ-6 кВ ф. 608
ТОЛ-СВЭЛ
кл.т 0,2S
Ктт = 300/5
рег. № 42663-09
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ
кл.т 0,2
Ктн =
(6000/√3)/(100/√3)
рег. № 67628-17
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 36697-12
УСВ-3
рег. № 64242-16,
HP ProLiant DL360 Gen 9
Продолжение таблицы 2
123456
ВЛ-6 кВ ф. 601 от
яч. ф. 601
ПС 110 кВ
Бобровка-4, ПКУ-
6 кВ
ВЛ-6 кВ ф. 601
Лист № 9
Всего листов 15
Границы интервала допускаемой относительной
погрешности ИК при измерении активной электрической
энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
(
d
)
,
%
,
при доверительной вероятности, равной 0,95
1, 3
(ТТ 0,5; ТН 0,2;
Счетчик 0,2S)
2, 8, 10, 23, 27, 29, 31,
33, 36, 38 – 40
(ТТ 0,5S;
Счетчик 0,2S)
4, 6, 9, 34, 35, 37
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Счетчик 0,2S)
5
(ТТ 0,5S;
Счетчик 0,5S)
7, 13 – 17, 43
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Счетчик 0,5S)
11, 12
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Счетчик 0,5S)
18 – 22, 41, 42, 44, 45
(ТТ 0,2S; ТН 0,2;
Счетчик 0,2S)
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер ИКcosφ
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%
1 2 3456
1,0-
0,9-
0,8-
0,7-
0,5-
1,0 ±1,8
0,9 ±2,3
0,8 ±2,9
0,7 ±3,5
0,5 ±5,3
1,0-
0,9-
±1,8±1,1±0,9
±2,4±1,4±1,1
±2,9±1,6±1,3
±3,5±1,9±1,4
±5,4±2,8±2,0
±1,0±0,8±0,8
±1,4±1,0±1,0
±1,6±1,2±1,2
±1,9±1,4±1,4
±2,8±1,9±1,9
±1,9±1,2±1,0
±2,4±1,5±1,3
0,8-
0,7-
0,5-
1,0 ±2,5
0,9 ±2,7
0,8 ±3,1
0,7 ±3,7
0,5 ±5,5
1,0-
0,9-
0,8-
0,7-
0,5-
1,0 ±2,5
0,9 ±2,8
0,8 ±3,2
0,7 ±3,8
0,5 ±5,6
1,0 ±1,2
0,9 ±1,3
0,8 ±1,5
0,7 ±1,6
0,5 ±2,2
±3,0±1,7±1,4
±3,6±2,1±1,6
±5,5±3,0±2,3
±1,6±1,5±1,5
±1,9±1,7±1,7
±2,1±1,7±1,7
±2,3±1,9±1,9
±3,0±2,3±2,3
±2,2±1,7±1,6
±2,8±2,0±1,8
±3,2±2,2±1,9
±3,8±2,4±2,1
±5,6±3,3±2,6
±1,7±1,6±1,6
±2,0±1,8±1,8
±2,2±1,9±1,9
±2,5±2,1±2,1
±3,3±2,6±2,6
±0,8±0,8±0,8
±1,1±0,9±0,9
±1,1±0,9±0,9
±1,2±1,0±1,0
±1,4±1,2±1,2
Лист № 10
Всего листов 15
Номера измерительных
каналов
1, 3
(ТТ 0,5; ТН 0,2;
Счетчик 0,5)
2, 8, 10, 23, 27, 29, 31,
33, 36, 38 – 40
(ТТ 0,5S;
Счетчик 0,5)
4, 6, 9, 34, 35, 37
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Счетчик 0,5)
5
(ТТ 0,5S;
Счетчик 1,0)
7, 13 – 17, 43
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Счетчик 0,1)
11, 12
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Счетчик 1,0)
Продолжение таблицы 3
1 23
1,0 ±1,3
26, 28, 30, 32
0,9 ±2,0
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; 0,8 ±2,6
Счетчик 0,2S)
0,7 ±3,3
0,5 ±5,3
1,0-
24, 25
0,9-
(ТТ 0,2; ТН 0,5; 0,8 -
Счетчик 0,5S)
0,7 -
0,5 -
4 5 6
±1,0 ±0,9 ±0,9
±1,4 ±1,1 ±1,1
±1,6 ±1,3 ±1,3
±2,0 ±1,5 ±1,5
±3,0 ±2,2 ±2,2
±1,7 ±1,5 ±1,5
±2,0 ±1,7 ±1,7
±2,1 ±1,8 ±1,7
±2,2 ±1,9 ±1,8
±2,7 ±2,2 ±2,0
Границы интервала допускаемой относительной
погрешности ИК при измерении реактивной электрической
энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
cosφ(
d
)
,
%
,
при доверительной вероятности, равной 0,95
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%
1
2 3
0,9 -
4 5 6
±4,2 ±3,8 ±3,7
0,8-
0,7-
0,5-
0,9 ±4,2
0,8 ±4,5
0,7 ±4,9
0,5 ±6,3
0,9-
0,8-
±4,5±3,7±3,5
±4,9±3,8±3,6
±6,4±4,3±3,8
±3,7±3,7±3,7
±3,8±3,5±3,5
±4,0±3,5±3,5
±4,4±3,8±3,8
±4,2±3,8±3,7
±4,6±3,7±3,6
0,7-
0,5-
0,9 ±6,2
0,8 ±5,5
0,7 ±5,4
0,5 ±6,5
0,9-
0,8-
0,7-
0,5-
0,9 ±6,3
0,8 ±5,5
0,7 ±5,5
0,5 ±6,6
±5,0±3,9±3,7
±6,5±4,4±4,0
±3,5±2,2±2,0
±3,2±2,2±2,1
±3,2±2,2±2,2
±3,6±2,6±2,5
±4,0±2,4±2,1
±4,4±2,6±2,2
±4,8±2,8±2,3
±6,3±3,6±2,8
±3,6±2,3±2,1
±3,3±2,3±2,2
±3,3±2,4±2,3
±3,8±2,9±2,8
Лист № 11
Всего листов 15
18 – 22, 41, 42, 44, 45
(ТТ 0,2S; ТН 0,2;
Счетчик 0,5)
26, 28, 30, 32
(ТТ 0,2S; ТН 0,5;
Счетчик 0,5)
24, 25
(ТТ 0,2; ТН 0,5;
Счетчик 1,0)
Продолжение таблицы 3
1
23
0,9 ±3,7
0,8 ±3,8
0,7 ±3,8
0,5 ±4,1
0,9 ±4,0
0,8 ±4,3
0,7 ±4,8
0,5 ±6,3
0,9 -
0,8 -
0,7 -
0,5 -
4 5 6
±3,6 ±3,6 ±3,6
±3,6 ±3,4 ±3,4
±3,7 ±3,4 ±3,4
±3,8 ±3,5 ±3,5
±3,7 ±3,7 ±3,7
±3,8 ±3,5 ±3,5
±4,0 ±3,6 ±3,6
±4,6 ±4,0 ±4,0
±3,5 ±2,2 ±2,0
±3,6 ±2,3 ±2,0
±3,7 ±2,3 ±2,1
±4,0 ±2,6 ±2,3
Пределы допускаемой абсолютной погрешности СОЕВ, с±5
Примечания:
1 Погрешность измерений электрической энергии
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
=1,0
нормируется от I
1%
, погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
<1,0 нормируется от I
2%
.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
3 Допускаетсязаменаизмерительныхтрансформаторовисчетчиковна
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не
претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена
оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с
настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
4 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, –
активная, реактивная.
5 Границы интервала допускаемых относительных погрешностей по активной и
реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от
способов передачи измерительной информации и определяются классами точности
применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.
Наименование характеристики
Значение
от 99 до 101
от 1 до 120
0,87
от 49,85 до 50,15
от +21 до +25
от +18 до +22
Таблица 4 – Основные технические характеристики
2
1
Нормальные условия применения:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности, cosφ
- частота, Гц
температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков активной энергии:
- для счетчиков реактивной энергии:
Лист № 12
Всего листов 15
Продолжение таблицы 4
12
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
от 90 до 110
- ток, % от I
ном
от 1 до 120
- коэффициент мощности, cosφ, не менее 0,5
- частота, Гцот 49,6 до 50,4
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C
- для ТТ и ТН от -40 до +50
- для счетчиков от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
- средняя наработка до отказа, ч, не менее
счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № № 36697-12);165000
- средняя наработка до отказа, ч, не менее
счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-17);220000
- средняя наработка до отказа, ч, не менее
счетчики ПСЧ-4ТМ.05 (рег. № 27779-04);90000
- средняя наработка до отказа, ч, не менее
ИВК:
- средняя наработка до отказа, ч, не менее100000
Глубина хранения информации
счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12);
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,114
счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-17);
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,114
счетчики ПСЧ-4ТМ.05 (рег. № 27779-04);
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,не менее 45
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,
лет, не менее3,5
Надежность системных решений:
- резервирование питания ИВК с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и ИВК фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
Наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
Наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на ИВК;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным
данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Лист № 13
Всего листов 15
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Трансформаторы тока
Т-0,66
24
Трансформаторы тока
ТЛК10
10
Трансформаторы тока
ТЛК10-5,6
6
Трансформаторы тока опорные
ТОЛ
12
Трансформаторы тока
ТОЛ 10-1
12
Трансформаторы тока
ТОЛ-10
2
Трансформаторы тока
ТОЛ-НТЗ-10
3
Трансформаторы тока
ТОЛ-СВЭЛ
24
Трансформаторы тока опорные
ТОП 0,66
3
Трансформаторы тока
ТФМ-110
6
Трансформаторы тока
ТШ-0,66
6
Трансформаторы тока
ТШЛ-СЭЩ
3
Трансформаторы тока шинные
ТШП
3
Трансформаторы напряжения
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ
25
Трансформаторы напряжения
ЗНОЛ-06
14
Трансформаторы напряжения
ЗНОЛП
3
Трансформаторы напряжения
ЗНОЛП-НТЗ-10
3
Трансформаторы напряжения
НАМИ-10
2
Трансформаторы напряжения
НАМИ-35 УХЛ1
2
Трансформаторы напряжения
НАМИТ-10
5
Таблица 5 – Комплектность средства измерений
Наименование
1
Трансформаторы тока
Обозначение
2
GIF 40,5
Количество, шт.
3
6
Лист № 14
Всего листов 15
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Устройство синхронизации времени
Сервер БД
ПО (комплект)
Формуляр
Методика поверки
Продолжение таблицы 5
1
2 3
НАМИТ-10-2 1
НКФ-110-576
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
ПСЧ-4ТМ.0511
СЭТ-4ТМ.03М34
УСВ-31
HP ProLiant DL360 Gen 91
ПО «АльфаЦЕНТР»1
СТПА.411711.СНГ01.ФО1
РТ-МП-5115-550-20181
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-5115-550-2018 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)
ОАО«Саратовнефтегаз» (1-яочередь).Методикаповерки», утвержденному
ФБУ «Ростест-Москва» 06.04.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений,
входящие в состав АИИС КУЭ;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества
электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08;
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ-А, регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений 22029-10;
- радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном
фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;
- термогигрометр ИВА-6, регистрационный номер в Федеральном информационном
фонде по обеспечению единства измерений 46434-11.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о
поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе 2314/550-RA.RU.311703-2018«Методика (методы) измерений
количестваэлектроэнергиисиспользованиемавтоматизированнойинформационно-
измерительнойсистемы коммерческогоучета электроэнергии(АИИСКУЭ)
ОАО «Саратовнефтегаз» (1-я очередь)».
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
Лист № 15
Всего листов 15
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «СТАНДАРТ» (ООО «СТАНДАРТ»)
ИНН 5261063935
Адрес: 603009, г. Нижний Новгород, проспект Гагарина, д. 39, литер А2, офис 11
Телефон: +7 (831) 280-96-65
Web-сайт:
Е-mail:
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»)
Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, д. 31
Телефон (факс): +7 (495) 544-00-00
Web-сайт:
Е-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310639 от 16.04.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 62554-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ДФП ПАО "УОС" | Нет данных | АО НПП "ЭнергопромСервис", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 48703-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Тверской области №7 (ГТП Вышний Волочек, Механический завод, Торопец) | Нет данных | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 32836-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная количества электрической энергии и мощности для коммерческого учета ОАО "Электросервис" (АИИС КУЭ Электросервис) | Нет данных | ЗАО "Энерготестконтроль", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 76150-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Пулковская | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 30512-05 | Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ "ПС 500 кВ Центральная" | Нет данных | ООО "Энсис Технологии", 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