Приложение к свидетельству № 78277
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии ТПП «ТатРИТЭКнефть»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии ТПП «ТатРИТЭКнефть» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для
измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования
отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,двухуровневую
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 и интеллектуальные приборы учета электроэнергии (далее-
счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
сервер баз данных (СБД) Dell PowerEdge R430, устройство синхронизации системного времени
УСВ-3 (УССВ), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «Пирамида
2000. Сервер», 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
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. Измерительная
информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за
период 0,02
с
активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов
времени 30 мин;
средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая
мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные
коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений
передаются в целых числах кВт·ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-
передачи данных поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электрической
энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача
измерительной информации.
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).
Лист № 2
Всего листов 11
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для
синхронизации единого времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации
времени УСВ-3, принимающее сигналы точного времени от спутников навигационных систем
(ГЛОНАСС/GPS) иобеспечивающее автоматическую непрерывную синхронизацию часов
сервера от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой
координированного времени UTC (SU).
Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы
внутренними таймерами устройств, входящих в систему.
Синхронизация времени сервера выполняется автоматически, при расхождении времени
сервера с временем УСВ-3 более чем на 1 с, с установленным интервалом проверки текущего
времени.
В процессе сбора информации из счетчиков электрической энергии (далее-счетчик) с
периодичностью 1 раз в 30 минут, сервер автоматически выполняет проверку текущего времени
в счетчиках и в случае расхождения времени сервера с временем счетчиков более чем на 2 с,
автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках.
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата,
часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000. Сервер» (Версия 30.01/2014/С-50).
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО
приведены в таблице 1.
MD5
Значение
Metrology.dll
1.0.0.0
52E28D7B608799BB3CCEA41B548D2C83
Таблица 1 – Идентификационные признаки ПО
Идентификационные признаки
Идентификационное наименование модуля ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
ПО
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
1
ПС 35 кВ
Мельниковская,
ОРУ-35 кВ,
Ввод-1 35 кВ
ТФЗМ 35Б-I У1
150/5, КТ 0,5
Рег. № 26419-04
НАМИ-35 УХЛ1
35000/100
КТ 0,5
Рег. № 19813-05
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
2
ТФЗМ 35Б-I У1
150/5, КТ 0,5
Рег. № 26419-04
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
Номер ИК
Счетчик
электрической
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Наименование
Состав измерительного канала
измерительного Трансформатор Трансформатор УССВ/
канала тока напряжения
энергии
Сервер
1
2
3
4
56
УСВ-3, рег. № 64242-
16/ Dell PowerEdge
R430
ПС 35 кВ
Мельниковская,
ОРУ-35 кВ,
Ввод-2 35 кВ
НАМИ-35 УХЛ1
35000/100
КТ 0,5
Рег. № 19813-05
Лист № 3
Всего листов 11
НАМИ-10
10000/100
КТ 0,2
Рег. № 19813-05
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
УСВ-3, рег. № 64242-16/ Dell PowerEdge R430
4
ТПЛМ-10
150/5, КТ 0,5
Рег. № 2363-68
НАМИ-10
10000/100
КТ 0,2
Рег. № 19813-05
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
5
ПС 35 кВ
Ибрайкино,
КРУН 10 кВ, 2С
10 кВ, яч. 8, ВЛ-
10 кВ ф.8
НАМИ-10
10000/100
КТ 0,2
Рег. № 19813-05
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
6
ТВК-10
200/5, КТ 0,5
Рег. № 8913-82
НАМИ-10
10000/100
КТ 0,2
Рег. № 19813-05
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
7
ПС 35 кВ
Киязлинская,
Ввод 35 кВ Т-1
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
8
ПС 35 кВ
Киязлинская,
Ввод 35 кВ Т-2
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
9
ТОЛ-СЭЩ-10
100/5, КТ 0,5S
Рег. № 32139-06
TJP 4
6000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 62758-15
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
10
ТОЛ-СЭЩ-10
100/5, КТ 0,5S
Рег. № 32139-06
TJP 4
6000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 62758-15
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
11
ТВК-10
150/5, КТ 0,5
Рег. № 8913-82
НАМИТ-10
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 16687-07
Mеркурий 234
ARTM2-00 PBR.R
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
4
56
3
10 кВ ф.2
ТПЛ-10
100/5, КТ 0,5
Продолжение таблицы 2
123
ПС 35 кВ
Ибрайкино,
КРУН 10 кВ, 2С
10 кВ, яч. 2, ВЛ-
Рег. № 1276-59
ПС 35 кВ
Ибрайкино,
КРУН 10 кВ, 1С
10 кВ, яч. 7, ВЛ-
10 кВ ф.7
ТПЛМ-10
150/5, КТ 0,5
Рег. № 2363-68
ТПЛ-10
150/5, КТ 0,5
Рег. №1276-59
ПС 35 кВ
Ибрайкино,
КРУН 10 кВ, 2С
10 кВ, яч. 10,
ВЛ-10 кВ ф.10
ТОЛ 35
150/5, КТ 0,5S
Рег. №21256-03
ТОЛ 35
150/5, КТ 0,5S
Рег. №21256-03
НАМИ-35 УХЛ1
35000/100
КТ 0,5
Рег. № 19813-05
НАМИ-35 УХЛ1
35000/100
КТ 0,5
Рег. № 19813-05
ПС 110 кВ
Каргали,
ЗРУ 6 кВ, 1С 6
кВ, яч. 101, ВЛ-6
кВ ф.101
ПС 110 кВ
Каргали, ЗРУ 6
кВ, 2С 6 кВ, яч.
202, ВЛ-6 кВ
ф.202
ПС 35 кВ
Черёмухово,
КРУН 10 кВ, 2С
10 кВ, яч. 6, ВЛ-
10 кВ ф.6
Лист № 4
Всего листов 11
ТЛК-10-6
150/5, КТ 0,5
Рег. №9143-06
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
Рег.№2611-70
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
УСВ-3, рег. № 64242-16/ Dell PowerEdge R430
ТЛК-10-6
150/5, КТ 0,5
Рег. №9143-06
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
Рег.№2611-70
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
ТОЛ-СЭЩ-10
200/5, КТ 0,5S
Рег. №32139-06
НАМИ-10-95 УХЛ2
10000/100
КТ 0,5
Рег.№20186-05
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
15
ВЛБ-10 кВ №1,
Ввод 10 кВ
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
16
ВЛБ-10 кВ №2,
Ввод 10 кВ
ТОЛ 10-I
100/5, КТ 0,5
Рег. №15128-03
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
17
ТОЛ 10-I
100/5, КТ 0,5S
Рег. №15128-07
ЗНОЛП
10000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 23544-07
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
18
ЗНОЛП
10000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 23544-07
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
19
-
РиМ 384.02/2
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 55522-13
20
ЗНОЛП
10000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 23544-07
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
3
4
56
Продолжение таблицы 2
12
ПС 110 кВ
Ильбухтино,
12 КРУН 6 кВ, 1С 6
кВ, яч. 7, ВЛ-6 кВ
ф.7
ПС 110 кВ
Ильбухтино,
13КРУН 6 кВ, 2С 6
кВ, яч. 8, ВЛ-6 кВ
ф.8
ПС 35 Кузкеево,
КРУН 10 кВ, 1С
1410 кВ, яч. 9, КВЛ-
10 кВ ф.9
ТЛМ-10
100/5, КТ 0,5
Рег. №2473-00
НАМИТ-10-2УХЛ2
10000/100
КТ 0,5
Рег. №11094-87
ЗНОЛП
10000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 23544-07
ВЛ-10 кВ ф.4 от
ПС 110 кВ
Дружба, отпайка
в сторону ПКУ-10
кВ №1, ПКУ-10
кВ №1, Ввод 10
кВ
ВЛ-10 кВ ф.5 от
ПС 35 кВ Н.
ТОЛ 10-I
Курмашево, отпайка
50/5, КТ 0,5
в сторону ПКУ-10
Рег. №15128-07
кВ №2, ПКУ-10 кВ
№2, Ввод 10 кВ
ВЛ-10 кВ ф.47-07
от ПС 35 кВ Терси,
оп. 530, отпайка в-
сторону КТП 10 кВ
скв. №69
ВЛ-10 кВ ф.47-03
от ПС 35 кВ
Терси, отпайка вТОЛ-10-I
сторону ПКУ-10 50/5, КТ 0,5
кВ №3, ПКУ-10Рег. № 15128-03
кВ №3,
Ввод 10 кВ
Лист № 5
Всего листов 11
УСВ-3, рег. № 64242-16/ Dell PowerEdge R430
22
КТП 10 кВ №4,
РУ-0,4 кВ, Ввод
0,4 кВ
-
23
КТП 10 кВ №3,
РУ-0,4 кВ, Ввод
0,4 кВ
-
24
-
-
РиМ 384.02/2
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 55522-13
25
-
-
РиМ 384.02/2
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 55522-13
26
ТОЛ-СЭЩ-10
30/5, КТ 0,5S
Рег. № 32139-06
3НОЛПМ-10
10500:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 35505-07
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
27
ВЛБ-6 кВ №3,
Ввод 6 кВ
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
28
КТП 6 кВ №2,
РУ-0,4 кВ, Ввод
0,4 кВ
-
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
29
КТП 6 кВ №1,
РУ-0,4 кВ, Ввод
0,4 кВ
-
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
0,4 кВ
50/5, КТ 0,5
Продолжение таблицы 2
1234
КТП 10 кВ №1,
Т-0,66
21РУ-0,4 кВ, Ввод
Рег. №22656-07
-
56
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
Т-0,66
50/5, КТ 0,5
Рег. №22656-07
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
Т-0,66
50/5, КТ 0,5
Рег. №22656-07
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
ВЛ-10 кВ ф.44-
04 от ПС 35 кВ
Кучуково, оп.
67, отпайка в
сторону КТП 10
кВ скв. №37
ВЛ-10 кВ ф.44-
03 от ПС 35 кВ
Кучуково, оп.
325, отпайка в
сторону КТП 10
кВ скв. №244
ВЛ-10 кВ ф.40-
02 от ПС 110 кВ
Чекалда,
отпайка в
сторону ПКУ-10
кВ №7, оп. 4,
ПКУ-10 кВ №7,
Ввод 10 кВ
ТЛК-10
50/5, КТ 0,5
Рег. № 9143-06
НАМИТ-10
6000/100
КТ 0,5
Рег. № 16687-07
ТИИ-А
150/5, КТ 0,5
Рег. № 28139-12
Т-0,66
600/5, КТ 0,5
Рег. № 36382-07
Лист № 6
Всего листов 11
ТЛМ-10
200/5, КТ 0,5
Рег. №2473-69
Mеркурий 234
ARTM2-00 PBR.R
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
УСВ-3, рег. № 64242-16/Dell PowerEdge R430
ТЛМ-10
50/5, КТ 0,5
Рег. №2473-00
НАМИ-10
10000/100
КТ 0,2
Рег. № 11094-87
Mеркурий 234
ARTM2-00 PBR.R
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
ТОЛ-СЭЩ-10
50/5, КТ 0,5
Рег. № 1276-59
НОЛ-СЭЩ-10
10000:√3/100:√3
КТ 0,2
Рег. № 35955-07
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
ТОЛ-НТЗ-10
30/5, КТ 0,5S
Рег. № 1276-59
ЗНОЛПМ-10
10000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. №35505-07
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
ТОЛ-СЭЩ-10
30/5, КТ 0,5S
Рег. № 2473-00
ЗНОЛПМ-10
10500:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. №35505-07
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
ТОЛ-НТЗ-10
30/5, КТ 0,5S
Рег. № 1423-60
3НОЛП-НТЗ-10
10500:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 51676-12
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № trial-18
ТОЛ-НТЗ-10
30/5, КТ 0,5S
Рег. № 1423-60
3НОЛП-НТЗ-10
10500:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 51676-12
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
3
56
4
НАМИ-10
10000/100
КТ 0,2
Рег. № 11094-87
33
34
35
36
Продолжение таблицы 2
12
ПС 110 кВ
Костенеево,
30 КРУН 10 кВ, 1С
10 кВ, яч. 15, КЛ-
10 кВ ф.13-15
ПС 35 кВ
Морты-1, КРУН
3110 кВ, 1С 10 кВ,
яч. 9, ВЛ-10 кВ
ф.18-09
ВЛ-10 кВ ф.69-
23 от ПС 110 кВ
32 Мамадыш, оп.
77, ПКУ-10 кВ
№10, Ввод 10 кВ
ВЛ-10 кВ ф.49-
01 от ПС 35 кВ
Кадыбаш,
отпайка в
сторону ПКУ-10
кВ №8, оп.2,
ПКУ-10 кВ №8,
Ввод 10 кВ
ВЛ-10 кВ ф.66-
04 от ПС 110 кВ
Секинесь,
отпайка в
сторону ПКУ-10
кВ №9, оп. 1А,
ПКУ-10 кВ №9,
Ввод 10 кВ
ВЛ-10 кВ ф.6 от
ПС 110 кВ
Киясово,
отпайка в
сторону ПКУ-10
кВ №1, ПКУ-10
кВ №1, Ввод 10
кВ
ВЛ-10 кВ ф.6 от
ПС 110 кВ
Киясово,
отпайка в
сторону ПКУ-10
кВ №2, ПКУ-10
кВ №2, Ввод 10
кВ
Лист № 7
Всего листов 11
37
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 50460-18
УСВ-3, рег. № 64242-16
/Dell PowerEdge R430
Арзамасцево,
ПКУ-10 кВ №4,
Ввод 10 кВ
Рег. № 32139-
3НОЛПМ-10
КТ 0,5
КТ 0,5S/1,0
Продолжение таблицы 2
123456
ВЛ-10 кВ ф.13 от
ПС 35 кВТЛК-10ЗНОЛ-СЭЩ-10-1
Быргында, отпайка 30/5, КТ 0,5 S 10000:√3/100:√3
в сторону ПКУ-10Рег. №9143-06КТ 0,5
кВ №3, ПКУ-10 кВРег. № 55024-13
№3, Ввод 10 кВ
ВЛ-10 кВ ф.6 от ПС
110 кВТОЛ-СЭЩ-10
38отпайка в сторону
30/5, КТ 0,5S
10000:√3/100:√3ПСЧ-4ТМ.05МК.00
ПКУ-10 кВ №4, 06
Рег. № 35505-07 Рег. № 50460-18
39
ПС 35 кВ
кВ, 1С 10 кВ, яч.
ТЛМ-10
НАМИ-10
КТ 0,2
КТ 0,2S/0,5
Киязлинская, РУ-1050/5, КТ 0,510000/100
СЭТ-4ТМ.03М
10, ВЛ-10 кВ ф.11
Рег. №2473-00
Рег. №11094-87
Рег. № 36697-08
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 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.
Номер ИК
Вид
электрической
энергии
Границы основной
погрешности ±δ, %
Границы погрешности в
рабочих условиях ±δ, %
1, 2,11-13
19,24,25
32
17,26,33-38
3-6,30,31,39
7-10,14
15, 16,18,20,27
21-23, 28,29
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
1
2
Активная
Реактивная
Активная
Реактивная
Активная
Реактивная
Активная
Реактивная
Активная
Реактивная
Активная
Реактивная
Активная
Реактивная
Активная
Реактивная
3
1,1
1,6
0,6
1,1
1,2
1,9
1,3
2,1
1,0
1,2
1,2
1,8
1,3
2,0
1,1
1,8
4
2,9
4,5
1,1
2,8
3,0
5,1
1,9
3,6
2,0
2,3
1,7
2,7
3,2
5,2
3,1
5,1
Лист № 8
Всего листов 11
Продолжение таблицы 3
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 +40
165000
150000
220000
180000
35000
Значение
2
39
от 98 до 102
от 100 до 120
0,8
от +21 до +25
50
Таблица 4 – Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики
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
(sin
)
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
СЭТ-4ТМ.03М
ПСЧ-4ТМ.05МК.00,
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
Mеркурий 234 ARTM2-00 PBR.R
РиМ 384.02/2
- температура окружающей среды для сервера, °С
- атмосферное давление, кПа
- относительная влажность, %, не более
- частота, Гц
от -40 до +60
от -25 до +45
от -45 до +75
от -40 до +55
от +10 до + 30
от 80,0 до 106,7
98
от 49,6 до 50,4
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
СЭТ-4ТМ.03М
ПСЧ-4ТМ.05МК.00,
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
Mеркурий 234 ARTM2-00 PBR.R
РиМ 384.02/2
УСВ-3
- 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 № 9
Всего листов 11
Продолжение таблицы 4
12
Глубина хранения информации
Счетчики:
СЭТ-4ТМ.03М
-каждого массива профиля при времени интегрирования
30 мин, сут114
ПСЧ-4ТМ.05МК.00,
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
- каждого массива профиля при времени интегрирования
30 мин, сут113
Mеркурий 234 ARTM2-00 PBR.R
- при отключенном питании (расчетные данные), лет10
- при отключенном питании (данные профиля нагрузки), лет 1
РиМ 384.02/2
- данных в энергонезависимой памяти , лет40
Сервер БД:
- хранение результатов измерений и информации3,5
состояний средств измерений, лет, не менее
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:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- 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 № 10
Всего листов 11
3
1
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеОбозначение
Т-0,66
ТВК-10
ТИИ-А
ТЛК-10
ТЛК-10-6
ТЛМ-10
Трансформатор тока
ТОЛ 10-I
ТОЛ 35
Количество, шт.
12
4
3
4
4
10
4
6
4
9
20
3
3
4
12
3
6
12
3
3
5
1
4
2
1
3
2
ТОЛ-10-I
ТОЛ-НТЗ-10
ТОЛ-СЭЩ-10
ТПЛ-10
ТПЛМ-10
ТФЗМ 35Б-I У1
3НОЛПМ-10
3НОЛП-НТЗ-10
TJP 4
ЗНОЛП
ЗНОЛП-НТЗ-10
ЗНОЛ-СЭЩ-10-1
Трансформатор напряженияНАМИ-10
НАМИ-10-95 УХЛ2
НАМИ-35 УХЛ1
НАМИТ-10
НАМИТ-10-2 УХЛ2
НОЛ-СЭЩ-10
НТМИ-6-66
Mеркурий 234 ARTM2-00
PBR.R
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
14
5
3
14
УСВ-3
1
Счетчик электрической энергии
ПСЧ-4ТМ.05М
К
.04
РиМ 384.02/2
СЭТ-4ТМ.03М
Устройство синхронизации системного
времени
Основной серверDell PowerEdge R430
Документация
Методика поверки МП 26.51.43/06/20
Формуляр ФО 26.51.43/06/20
1
1
Поверка
осуществляетсяподокументуМП26.51.43/06/20«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТПП «ТатРИТЭКнефть».
Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 27.03.2020 г.
Основные средства поверки:
средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящими в
состав АИИС КУЭ;
Лист № 11
Всего листов 11
устройствочастотно-временнойсинхронизациипосигналамспутниковых
навигационных систем ГЛОНАСС и GPS NAVSTAR СН-3833, регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 23276-02;
мультиметр«Ресурс-ПЭ-5»,регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений 33750-07.
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
приведенывдокументе«Методика(метод)измеренийэлектрическойэнергиис
использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии ТПП «ТатРИТЭКнефть». МВИ 26.51.43/06/20, аттестованной ФБУ
«Самарский ЦСМ». Аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительнойкоммерческогоучетаэлектроэнергииТПП
«ТатРИТЭКнефть»
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:
центр
средств
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональный
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:
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний
измерений в trial утверждения типа № RA.RU 311281 от 16.11.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2020 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.