Приложение к свидетельству № 72695
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 12
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии ТПП «ЛУКОЙЛ - Ухтанефтегаз»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии ТПП «ЛУКОЙЛ - Ухтанефтегаз» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена
для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения,
формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,трехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в
себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и
реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-
передачи данных.
2-й уровень - измерительно - вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающийвсебяустройствасбораипередачиданных(УСПД-2)RTU-325,
каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между
уровнями системы.
3-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс HP
ProLiant ML370 (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД), устройство сбора и
передачиданных(УСПД-1)RTU-327,локально-вычислительнуюсеть,программное
обеспечение (ПО) «Альфа ЦЕНТР», автоматизированные рабочие места, технические средства
приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия
между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной
сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на из
мерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых
сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического
тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные
значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов
времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные
коммерческого учета соотнесены с текущим временем. Результаты измерений передаются в
целых числах кВт*ч.
На уровне ИВКЭ УСПД-2 по проводным линиям связи, каналам радиосвязи и GSM
считывает значения мощностей и текущие показания счетчиков. Результаты поступают на вход
УСПД-1 уровня ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом
коэффициентов трансформации ТТ и ТН и хранение измерительной информации.
Лист № 2
Всего листов 12
ИВК, с периодичностью один раз в 30 минут,
по
сети
Ethernet
(
основной канал
)
или по сети GSM
(
резервный канал
)
через коммутатор опрашивает УСПД
-1
уровня ИВК
и считывает с него получасовые значения электроэнергии
,
показания счетчиков на 0 часов,
энергию за сутки и журналы событий
.
Считанные значения записываются в базу данных
АИИС КУЭ. Далее ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет по выделенному
каналу связи отчеты в формате XML на автоматизированное рабочее место (АРМ)
энергосбытовой организации. АРМ энергосбытовой организации подписывает данные отчеты
электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по каналу связи сети Интернет в АО
«АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового
рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для
синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного
времени (УССВ) со встроенным GPS-приемником. В СОЕВ входят: УССВ, счетчики
электроэнергии, УСПД-1, УСПД-2, ИВК.
Сравнение показаний часов УСПД-1 от УССВ происходит 1 раз в 30 минут,
синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД-1 и УССВ на
величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД-1 с УСПД-2 и ИВК происходит при каждом сеансе
связи, но не реже 1 раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний
часов устройств сбора и передачи данных и ИВК на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД-2 происходит при каждом обращении к
счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении
показаний часов счетчика и УСПД-2 на величину более чем ±2 с.
Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, сервера отражают: время
(дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа ЦЕНТР» (версия не ниже 15.07.04). Уровень
защиты ПО 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 - «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая
часть ПО приведена в таблице 1.
Идентификационные признаки
Значение
Идентификационное наименование модуля ПО
ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
12.1
Цифровой идентификатор ПО
3Е736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
MD5
Таблица 1 – Идентификационные признаки программного обеспечения
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
ПО
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
Лист № 3
Всего листов 12
Состав измерительного канала
Номер ИК
Наименование
измерительного
канала
Трансформатор
тока
Трансформатор
напряжения
Счетчик
электрической
энергии
УСПД-1 /
УСПД-2 /
УССВ /
ИВК
ТВЛМ-10
600/5, КТ 0,5
Рег. № 1856-63
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-53
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
ТВЛМ-10
300/5, КТ 0,5
Рег. № 1856-63
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-53
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
ТВЛМ-10
200/5, КТ 0,5
Рег. № 1856-63
НАМИ-10
6000/100
КТ 0,2
Рег. № 11094-87
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
ТВЛМ-10
400/5, КТ 0,5
Рег. № 1856-63
НАМИ-10
6000/100
КТ 0,2
Рег. № 11094-87
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
ТПЛ-10
300/5, КТ 0,5
Рег. № 1276-59
НАМИ-10
6000/100
КТ 0,2
Рег. № 11094-87
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
ТВЛМ-10
400/5, КТ 0,5
Рег. № 1856-63
НАМИ-10
6000/100
КТ 0,2
Рег. № 11094-87
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
ТВЛМ-10
400/5, КТ 0,5
Рег. № 1856-63
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-53
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
ТВЛМ-10
400/5, КТ 0,5
Рег. № 1856-63
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-53
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
АВК-10
600/5, КТ 0,5
Рег. № 47171-11
VSK-I-10b
6000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 47172-11
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
RTU-327 Рег. № 41907-09,
RTU-325 Рег. № 37288-08,
/ УССВ-35HVS,
/ HP ProLiant ML370
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
12
3
4
5
6
ПС 110/35/6 кВ
1"Нижний Одес"
ЗРУ-6кВ яч.24
ПС 110/35/6 кВ
2"Нижний Одес"
ЗРУ-6кВ яч.22
ПС 110/35/6 кВ
3"Нижний Одес"
ЗРУ-6кВ яч.3
ПС 110/35/6 кВ
4"Нижний Одес"
ЗРУ-6кВ яч.4
ПС 110/35/6 кВ
5"Нижний Одес"
ЗРУ-6кВ яч.8
ПС 110/35/6 кВ
6"Нижний Одес"
ЗРУ-6кВ яч.9
ПС 110/35/6 кВ
7"Нижний Одес"
ЗРУ-6кВ яч.18
ПС 110/35/6 кВ
8"Нижний Одес"
ЗРУ-6кВ яч.19
ПС 35/6 кВ №505
9"Нижний Одес"
ЗРУ-6 кВ яч.2
Лист № 4
Всего листов 12
10
ПС 35/6 кВ №
505 "Нижний
Одес" ТСН ввод
0,23 кВ РУ-0,23
кВ
ТОП-0,66
100/5, КТ 0,5S
Рег. № 40110-08
-
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
11
ПС 35/6 кВ №
505 "Нижний
Одес" ЗРУ-6 кВ
яч. 4
АВК-10
200/5, КТ 0,5
Рег. № 47171-11
VSK-I-10b
6000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 47172-11
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
12
ПС 35/6 кВ №
505 "Нижний
Одес" ЗРУ-6 кВ
яч. 5
АВК-10
200/5, КТ 0,5
Рег. № 47171-11
VSK-I-10b
6000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 47172-11
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
13
ПС 35/6 кВ №580
"Джьер" ЗРУ-6
кВ 2 С.Ш. яч. 12
ТВЛМ-10
50/5, КТ 0,5S
Рег. № 1856-63
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
14
ПС 35/6 кВ №
580 "Джьер"
ЗРУ-6 кВ 2 С.Ш.
яч. 4
ТВЛМ-10
100/5, КТ 0,5S
Рег. № 1856-63
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
15
ПС 35/6 кВ №580
"Джьер" ЗРУ-6
кВ 1 С.Ш. яч. 1
ТВЛМ-10
50/5, КТ 0,5S
Рег. № 1856-63
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-53
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
16
ПС 35/6 кВ №
580 "Джьер"
ЗРУ-6 кВ 1 С.Ш.
яч. 3
ТВЛМ-10
50/5, КТ 0,5S
Рег. № 1856-63
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-53
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
17
ПС35/6кВ № 503
"ДНС-2" Т-2
ввод 6кВ ЗРУ-6
кВ
АВК-10А
600/5, КТ 0,5
Рег. № 47171-11
ЗНОЛ-ЭК
6000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 68841-17
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
18
ПС 35/6кВ № 503
"ДНС-2" ввод
0,23 кВ от ТСН-2
ТОП-0,66
100/5, КТ 0,5S
Рег. № 40110-08
-
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
19
ПС 35/6кВ № 502
"ГНСП-З" ввод 6
кВ ЗРУ-6 кВ
IMZ 10
600/5, КТ 0,5
Рег. № 16048-04
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-53
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
RTU-327 Рег. № 41907-09,
RTU-325 Рег. № 37288-08,
/ УССВ-35HVS,
/ HP ProLiant ML370
Продолжение таблицы 2
123456
НАМИ-10-95
УХЛ2
6000/100
КТ 0,5
Рег. № 20186-05
НАМИ-10-95
УХЛ2
6000/100
КТ 0,5
Рег. № 20186-05
Лист № 5
Всего листов 12
20
ПС 35/6кВ № 502
"ГНСП-З" ТСН
ввод 0,23 кВ РУ-
0,23 кВ
ТОП-0,66
100/5, КТ 0,5S
Рег. № 40110-08
-
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
21
ПС 35/6 кВ №
506 "Расью" ЗРУ-
6 кВ яч. 2 ввод 6
кВ
АВК-10
600/5, КТ 0,5
Рег. № 47171-11
VSK-I-10b
6000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 47172-11
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
22
ПС 35/6 кВ №
506 "Расью" ТСН
ввод 0,23 кВ РУ-
0,23 кВ
ТОП-0,66
100/5, КТ 0,5S
Рег. № 40110-08
-
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
23
ПС 35/6кВ № 504
"ДНС-3" Т-1
ввод 6 кВ ЗРУ-6
кВ
ТЛК-СТ-10-
5(2.1)
600/5, КТ 0,5S
Рег. № 58720-14
ЗНОЛ.06-6
6000/100
КТ 0,5
Рег. № 46738-11
A1805RALX-
P4GB-DW-3
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 31857-11
24
ПС 35/6кВ № 504
"ДНС-3" ЩСН-
0,4 кВ ЗРУ 6 кВ
ТСН яч.З
ТОП-0,66
150/5, КТ 0,5
Рег. № 40110-08
-
A1805RALX-
P4GB-DW-4
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 31857-11
25
ПС 110/20/10 кВ
"Усть-Цильма"
ЗРУ-10 кВ яч. 3
ТЛО-10
200/5, КТ 0,5S
Рег. № 25433-03
НТМИ-10-66
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
A1805RAL-P4GB-
DW-4
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 31857-11
26
ПС 110/10
"Щельяюр" ЗРУ-
10 кВ яч. 3
ТЛМ-10
100/5, КТ 0,5
Рег. № 2473-00
НТМИ-10-66
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № trial-07
27
ВРУ-0,4 кВ (КТП
№ 59) Промбазы
Щель- яюр
ЦДНГ-5
Т-0,66 М УЗ/II
200/5, КТ 0,5
Рег. № 50733-12
-
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
28
ПС 110/10 кВ
"Чикшино" ЗРУ-
10 кВ яч. 19
ТЛМ-10
150/5, КТ 0,5
Рег. № 48923-12
НТМИ-10-66
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
29
ПС 110/10 кВ
"Чикшино" ЗРУ-
10 кВ яч. 24
ТЛМ-10
150/5, КТ 0,5
Рег. № 48923-12
НТМИ-10-66
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
RTU-327 Рег. № 41907-09,
RTU-325 Рег. № 37288-08,
/ УССВ-35HVS,
/ HP ProLiant ML370
Продолжение таблицы 2
123456
Лист № 6
Всего листов 12
30
ПС 110/35/6 кВ
"Кыртаель" ОРУ-
110 кВ ввод Т-2
(ВЛ-127)
TG 145N
200/5, КТ 0,2S
Рег. № 15651-12
СРВ 123
110000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № trial-11
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
31
ПС 110/35/6 кВ
"Кыртаель" ОРУ-
110 кВ ввод Т-1
(ВЛ-128)
TG 145N
200/5, КТ 0,2S
Рег. № 15651-12
СРВ 123
110000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 47179-11
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
32
ПС 110/20/10
"Кожва" ОРУ-
110 кВ ВЛ-110
кВ № 129
ТФЗМ-110Б
300/5, КТ 0,5
Рег. № 26422-06
НКФ-110-83У1
110000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 1188-84
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
33
ПС 110/20/10
"Кожва" ОРУ-
110 кВ ВЛ-110
кВ № 130
ТФЗМ-110Б
300/5, КТ 0,5
Рег. № 26422-06
НКФ-110-83У1
110000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 1188-84
A1805RAL-P4G-
DW-4
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 31857-11
34
ПС 110/10 кВ
"Лемью" ЗРУ-10
кВ яч. 6
ТЛМ-10
150/5, КТ 0,5
Рег. № 48923-12
НТМИ-10-66
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
35
ПС 110/10 кВ
"Лемью" ЗРУ-10
кВ яч. 7
ТЛМ-10
150/5, КТ 0,5
Рег. № 48923-12
НАМИ-10
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 11094-87
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
36
ПС 35/10 кВ
"Геолог" ЗРУ-10
кВ 1с.ш. 10 кВ
яч.19
ТЛМ-10
50/5, КТ 0,5
Рег. № 48923-12
НТМИ-10-66
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
37
ПС 35/10 кВ
"Геолог" ЗРУ-10
кВ 2с.ш. 10кВ
яч.18
ТВЛМ-10
100/5, КТ 0,5
Рег. № 1856-63
НТМИ-10-66
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
38
ПС 110/35/6 кВ
"Северный
Савинобор"
ОРУ-35 кВ ЛР-35
ВЛ-62
ТФН-35М
100/5, КТ 0,5
Рег. № 3690-73
3HOM 35-65
35000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 912-05
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
39
ПС 110/35/6 кВ
"Северный
Савинобор" ЗРУ-
6 кВ 1 секция яч.
2
ТЛО-10
600/5, КТ 0,5S
Рег. № 25433-11
ЗНОЛ-ЭК
6000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 68841-17
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
RTU-327 Рег. № 41907-09,
RTU-325 Рег. № 37288-08,
/ УССВ-35HVS,
/ HP ProLiant ML370
Продолжение таблицы 2
123456
Лист № 7
Всего листов 12
40
ПС 110/35/6 кВ
"Северный
Савинобор" ЗРУ-
6 кВ 2 секция яч.
12
АВК-10
600/5, КТ 0,5
Рег. № 47171-11
VSK-I-10b
6000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 47172-11
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
41
ПС 110/35/6 кВ
"Пашня" ОРУ-35
кВ ЛР-35 ВЛ-27
ТФНД-35М
200/5, КТ 0,5
Рег. № 3689-73
3HOM 35-65
35000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 912-05
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
42
ПС 110/35/6 кВ
"Пашня" ОРУ-35
кВ ЛР-35 ВЛ-31
ТФНД-35М
200/5, КТ 0,5
Рег. № 3689-73
3HOM 35-65
35000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 912-05
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
43
ПС 110/35/6 кВ
"Пашня" ЗРУ-6
кВ 1 секция яч. 3
ТЛМ-10
1000/5, КТ 0,5
Рег. № 48923-12
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
Рег. № 2611-70
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
44
ПС 110/35/6 кВ
"Пашня" ЗРУ-6
кВ 2 секция яч.
19
ТЛМ-10
1000/5, КТ 0,5
Рег. № 48923-12
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
Рег. № 2611-70
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
45
ПС 110/35/6 кВ
"Северный
Савинобор" ВЛ-
35 кВ № 60 Т1
ТФН-35М
100/5, КТ 0,5
Рег. № 3690-73
3HOM 35-65
35000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 912-05
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
46
ПС 35/6 кВ
"Восточный
Савинобор"6 кВ
яч.4 Шердино
ТВЛМ-10
20/5, КТ 0,5S
Рег. № 45040-10
ЗНОЛ-ЭК
6000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 68841-17
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
47
ПС 35/10 кВ
Дутово 10 кВ
яч.6
ТВЛМ-10
75/5, КТ 0,5S
Рег. № 45040-10
НТМИ-10-66
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
48
ПС 35/10 кВ
Дутово 0,4 кВ
ТСН
ТОП-0,66
50/5, КТ 0,5S
Рег. № 40110-08
-
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
49
ТП 35 ОАО
«ЛУКОЙЛ-
Ухтанефтеперера
ботка» 6 кВ, яч.
11
ТПЛ-10
100/5, КТ 0,5S
Рег. № 1276-59
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-53
EA05RL-P1B-4W
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 16666-07
RTU-327 Рег. № 41907-09,
RTU-325 Рег. № 37288-08,
/ УССВ-35HVS,
/ HP ProLiant ML370
Продолжение таблицы 2
123456
Лист № 8
Всего листов 12
яч.24
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
Продолжение таблицы 2
123456
ТП 35 ОАО
«ЛУКОЙЛ-ТПЛ-10EA05RL-P1B-4W
50Ухтанефтеперера 100/5, КТ 0,5S КТ 0,5S/1,0
ботка» 6 кВ,Рег. № 1276-59
Рег. № 831-53
Рег. № 16666-07
ТП 35 ОАО
яч.16
6000/100
КТ 0,5
DW-GP-4
КТ 0,5S/1,0
«ЛУКОЙЛ-ТОЛ-10
НТМИ-6A1805RAL-P4GB-
51Ухтанефтеперера 300/5, КТ 0,5S
ботка» 6 кВ,Рег. № 38395-08
Рег. № 831-53Рег. № 31857-11
ТП 35 ОАО
яч.19
6000/100
КТ 0,5
DW-GP-4
КТ 0,5S/1,0
«ЛУКОЙЛ-ТОЛ-10
НТМИ-6A1805RAL-P4GB-
52Ухтанефтеперера 300/5, КТ 0,5S
бот
к
а» 6 к
В
,Рег. № 38395
-
08
Рег. № 831-53Рег. № 31857-11
RTU-327 Рег. № 41907-09,
RTU-325 Рег. № 37288-08,
/ УССВ-35HVS,
/ HP ProLiant ML370
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 Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2
метрологических характеристик.
2 Допускается замена УССВ, УСПД, на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС
КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится
совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.
Границы погрешности в
рабочих условиях, (±δ), %
3,2
5,2
3-6
энергии
Границы основной
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
Вид
Номер ИКэлектрической
погрешности, (±δ), %
4
40-45
Активная1,3
123
1, 2, 7-9, 11, 12, 17, 19,
21, 26, 28, 29, 33-38,
Реактивная2,0
Активная 1,1
Реактивная 1,8
Активная1,1
24, 27
30, 31
10, 18, 20, 22, 48
Реактивная 1,8
13-16, 23, 25, 39, 46, Активная 1,3
47, 49-52 Реактивная 2,0
Активная 1,1
Реактивная 1,8
Активная 0,8
Реактивная 1,3
3,1
5,1
2,1
3,6
2,2
3,7
3,1
5,1
1,7
3,0
Лист № 9
Всего листов 12
32
Продолжение таблицы 3
1
234
Активная 1,2 2,9
Реактивная1,84,5
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности Р = 0,95
3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosφ=0,8, токе ТТ, равном
100 % от Iном для нормальных условий и при cosφ=0,8, токе ТТ, равном 5 % от Iном для
рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от
+5 до +35 °С.
от 90 до 110
от 1 до 120
от 0,5
инд
. до 1
емк
от -40 до +70
50000
525600
120000
100000
Таблица 4 – Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Значение
2
54
от 98 до102
от 100 до 120
0,8
от +21 до +25
50
1
Количество измерительных каналов
Нормальные условия
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
- частота, Гц
Условия эксплуатации
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности cos
j
(sin
j
)
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
от -40 до +65
от -40 до +65
от +10 до + 30
от +15 до + 25
от 80,0 до 106,7
98
от 49,6 до 50,4
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
ЕвроАльфа
Альфа А1800
- температура окружающей среды для сервера, °С
- температура окружающей среды для УСПД, °С
- атмосферное давление, кПа
- относительная влажность, %, не более
- частота, Гц
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов
Счетчики:
- среднее trial наработки на отказ, ч, не менее
ЕвроАльфа
Альфа
RTU-325:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
RTU-327
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
Сервер БД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
100000
1
Лист № 10
Всего листов 12
Продолжение таблицы 4
12
Глубина хранения информации
Счетчики:
ЕвроАльфа
- каждого массива профиля мощности при времени
интегрирования 30 мин составляет, сут., не менее336
Альфа А1800
-
графиков
нагрузки для одного канала с
интервалом
30
минут
,
сут
.,
не менее
1200
УСПД:
RTU-327
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут., не
менее45
RTU-325
- архива коммерческого интервала (по умолчанию) за сутки,
дни, не менее45
Сервер БД:
- хранение результатов измерений и информации
состояний средств измерений, лет, не менее3,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с±5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника
бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться в организации–участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика и УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика и УСПД;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой
подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Лист № 11
Всего листов 12
1
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеОбозначение
IMZ 10
TG 145N
АВК-10
АВК-10А
Т-0,66 М УЗ/II
ТВЛМ-10
ТЛК-СТ-10-5(2.1)
Трансформатор токаТЛМ-10
ТЛО-10
ТОЛ-10
ТОП-0,66
ТПЛ-10
ТФЗМ-110Б
ТФН-35М
ТФНД-35М
3HOM 35-65
VSK-I-10b
ЗНОЛ.06-6
ЗНОЛ-ЭК
НАМИ-10
напряжения
A1805RAL-P4G-DW-4
Количество, шт.
2
6
11
2
3
28
3
16
6
6
14
6
6
4
4
12
9
3
9
2
1
6
8
6
2
6
1
1
2
1
1
1
45
5
1
УССВ-35HVS
1
Трансформатор
НАМИ-10-95 УХЛ2
НКФ-110-83У1
НТМИ-10-66
НТМИ-6
НТМИ-6-66
СРВ 123
A1802RALQ-P4GB-DW-4
A1805RAL-P4GB-DW-4
Счетчик электрической
A1805RAL-P4GB-DW-GP-4
энергии
A1805RALX-P4GB-DW-3
A1805RALX-P4GB-DW-4
EA05RL-P1B-4W
Устройство сбора и RTU-325
передачи данных (УСПД) RTU-327
Устройство синхронизации
системного времени
Основной серверHP ProLiant ML370
Документация
Методика поверки МП 26.51.43-49-7714348389-2018
Формуляр ФО 26.51.43-49-7714348389-2018
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43-49-7714348389-2018 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТПП
«ЛУКОЙЛ - Ухтанефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ»
23.11.2018 г.
Лист № 12
Всего листов 12
Основные средства поверки:
средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства
измерений, входящими в состав АИИС КУЭ;
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системыGlobalPositioningSystem(GPS)(регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде 27008-04);
измеритель влажности и температуры ИВТМ-7 (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 15500-12);
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ-04 (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 28134-04);
мультиметр«Ресурс-ПЭ-5»(регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде 33750-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС
КУЭ) ТПП «ЛУКОЙЛ - Ухтанефтегаз». МВИ 26.51.43-49-7714348389-2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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
Общество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»
(ООО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»)
ИНН 7714348389
Адрес: 125040, г. Москва, ул. Ямского поля 3-я, д. 2, кор. 12, этаж 2, пом II, ком 9
Телефон: 8 (495) 230-02-86
E-mail:
info@energometrologia.ru
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр
стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» (ФБУ Самарский ЦСМ)
Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса, 134
Телефон: 8 (846) 336-08-27
Факс: 8 (846) 336-15-54
E-mail:
referent@samaragost.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU 311281 от 16.11.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru