№598 от 22.03.2017
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)
# 27696
О внесении изменений в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО "ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ" (ОАО "Татнефть" - управление "Татнефтегазпереработка")
МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)
ПРИКАЗ22 марта 2017г. № 598
Москва
О внесении изменений в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» (ОАО «Татнефть» - управление «Татнефтегазпереработка»)
Во исполнение Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утверждённого приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 25 июня 2013 г. № 970 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 12 сентября 2013 г. № 29940) (далее — Административный регламент) и в связи с обращением ООО«ЭнергоТехПроект»от28ноября2016г.№4925 приказываю:
-
1. Внести изменения в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» (ОАО «Татнефть» - управление «Татнефтегазпереработка»), зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 60447-15, изложив его в новой редакции согласно
приложению к настоящему приказу.
-
2. Управлению метрологии (Р.А.Родин) оформить новое описание типа средства измерений.
-
3. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.
С.С.Голубев
Приложение
к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «22» марта 2017 г. № 598
Изменения в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» (ОАО «Татнефть» - управление «Татнефтегазпереработка»)
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» (ОАО «Татнефть» - управление «Татнефтегазпереработка»)
Назначение средства измеренийСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» (ОАО «Татнефть» - управление «Татнефтегазпереработка»), (в дальнейшем - АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ») предназначена для измерений, коммерческого (технического) учета электрической энергии (мощности), а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении.
Описание средства измеренийАИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» представляет собой информационноизмерительную систему, состоящую из трех функциональных уровней.
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК) состоит из установленных на объекте контроля трансформаторов тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения (далее - TH) по ГОСТ 1983-2001, счетчика активной электроэнергии и реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей, технических средств каналов передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входят устройства сбора и передачи данных (УСПД) или промконтроллер, обеспечивающий интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы). УСПД предназначены для сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на уровень ИВК (АРМ).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении, далее - сервер); технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.
АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
-
- активной (реактивной) электроэнергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу электроэнергии;
-
- средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
-
- календарного времени и интервалов времени.
Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме фиксируется в базе данных УСПД и ИВК.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и сервере сбора данных может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.
В АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (P-U • I • cosq>) и полную мощность (S=U • I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q~(S2-P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений Р на 30-минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация направляется в устройство сбора и передачи данных (УСПД). В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на УСПД, далее информация поступает на сервер ИВК, где происходит накопление и отображение собранной информации при помощи АРМов. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента к другому, используются проводные линии связи, каналы сотовой связи, телефонные линии связи.
АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Коррекция часов производится не реже одного раза в сутки, по временным импульсам от устройства синхронизации системного времени (УСВ-2), подключенного к ИВК. Сличение времени сервера БД со временем УСПД осуществляется каждые 60 минут, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД более 1 с. Сличение времени счётчиков электрической энергии со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени счётчиков электрической энергии выполняется при расхождении со временем УСПД ±2 с.
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).
Основные функции и эксплуатационные характеристики ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» соответствуют техническим требованиям ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ», трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. Организация каналов связи для отправки XML макетов 80020, 80040 и 80050 в ОАО «АТС»: рабочий канал - через GSM канал по технологии CSD, модемы Teleofis RX-100 R4 с RS-232 на ИВК. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа NoteBook с последующей передачей данных на АРМ.
В АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 3,5 года. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ», являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение «Пирамида 2000. Сервер» (далее - ПО) строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Пирамида 2000. Сервер» и определяются классом применяемых электросчетчиков.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электроэнергии в ИВК «Пирамида 2000. Сервер», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ», приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000. Сервер»
|
Наименование программного обеспечения |
Идентификац ионное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификац ионный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификат ора программног о обеспечения |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
модуль, объединяющий драйвера счетчиков |
BLD.dll |
20.05/2010 |
6C511FE0149ED8D46 B7B7C2B023DB475 |
MD5 |
|
драйвер работы с БД |
dbd.dll |
20.05/2010 |
02A4BA1C9833668EF 5139252ADAFB807 |
MD5 |
|
драйвер работы с БД |
CfgDlgs.dll 1 |
20.05/2010 |
D784B903DC21ABCB BEF992021874AE2C |
MD5 |
|
драйвер работы с макетами форматов 800x0 |
DD800x0.dll |
20.05/2010 |
4F356F356A50370247 62198E277BDE8E |
MD5 |
|
драйвера кэширования и опроса данных контроллеров и счетчиков |
cacheSl.dll |
20.05/2010 |
49CFB5D88050ACFD 8009F86EA90559EO |
MD5 |
|
cacheS10.dll |
20.05/2010 |
DBFF7BA9DF0B728B 6637A9F6E33AB3BB |
MD5 | |
|
sicon 1 .dll |
20.05/2010 |
B468BADC57F6B61C 8275DB462CE519B0 |
MD5 | |
|
siconsl0.dll |
20.05/ 2010 |
613ABA96D62A90692 58C7F336A1DA06A |
MD5 | |
|
siconsl02.dll |
20.05/ 2010 |
Е05В10321674419F06 65AAFE2DDD28EF |
MD5 | |
|
sicons50.dll |
20.05/2010 |
СС111665356931ЕА8 D296A1B6EAD576A |
MD5 | |
|
SET4TM02.dll |
20.05/2010 |
4364FF153589A05672 5948BFBCE03163 |
MD5 |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует «среднему» уровню по Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристикиТаблица 2- Метрологические и технические характеристики
|
параметр |
значение |
|
Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электрической энергии. |
Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 5 |
|
Параметры питающей сети переменного тока: напряжение, В частота, Гц |
220 ± 22 50 ± 0,4 |
|
Температурный диапазон окружающей среды для:
|
от+10 до+35 от - 40 до +70 |
|
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл |
0,5 |
|
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и TH, % от номинального значения |
от 25 до 100 |
|
Потери напряжения в линии от TH к счетчику, не более, % |
0,25 |
|
Первичные номинальные напряжения, кВ |
6; 0,4 |
|
Первичные номинальные токи, кА |
3; 2; 0,6; 0,4; 0,3; 0,1 |
|
Номинальное вторичное напряжение, В |
100 |
|
Номинальный вторичный ток, А |
5 |
|
Количество точек учета, шт |
14 |
|
Интервал задания границ тарифных зон, мин |
30 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, не более, |
±5 |
|
секунд | |
|
Средний срок службы системы, лет |
15 |
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, <5Э, %.
|
№ИК |
cos ф (sin ф) |
8 1(2)%1 11(2) % |
5 5%1 Is ^<120 % |
8 20%1 I20 % |
8 ioo%i 1100 %<1<1120 % |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1-10,13,14 |
1 |
Не нормируется |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,8 (инд.) |
Не нормируется |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
0,5 (инд.) |
Не нормируется |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
0,8 (0,60) |
Не нормируется |
±4,6 |
±2,8 |
±2,3 | |
|
0,5 (0,87) |
Не нормируется |
±2,9 |
±1,9 |
±1,7 | |
|
11,12 |
1 |
Не нормируется |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 |
|
0,8 (инд.) |
Не нормируется |
±2,9 |
±1,6 |
±1,2 | |
|
0,5 (инд.) |
Не нормируется |
±5,3 |
±2,7 |
±1,9 | |
|
0,8 (0,60) |
Не нормируется |
±4,5 |
±2,6 |
±2,1 | |
|
0,5 (0,87) |
Не нормируется |
±2,9 |
±1,8 |
±1,6 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (8р), рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
/
4- •
Л2
ККе-100%
1000Р7;, ,
, где
др - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;
<5э -пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.З при измерении электроэнергии, в %;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Ке - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт*ч);
Тер - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
8вкот ------100%, где
ркорр 36№Тср
Д/ - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах);
Тер - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации системы типографским способом.
Комплектность средства измеренийВ комплект поставки входят:
-
- средства измерения, приведенные в таблицах 4 и 5;
-
- документация и ПО, представлены в таблице 6.
Таблица 4 - Состав ИИК АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ»
|
Канал учета |
Средство измерений | ||
|
№ ИК |
Наименовали е объекта учета (измерительного канала) |
Вид СИ |
Обозначение, тип, метрологические характеристики |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1 |
ПС 110/6 кВ ”110", ЗРУ6 кВ, яч. №19 |
TH |
НТМИ-6, № 1119 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5 № Гос.р. 380-49 |
|
тт |
ТПШФА-10 №7524 А, №10322 С, Коэфф.тр. 3000/5, Кл.т. 0,5, № Гос.р. 519-50 | ||
|
Счетч ик |
СЭТ-4ТМ.03М.00, № 0811141314, Кл.т. 0,2S/0,5,1ном = 5 А, R-5 000 имп./кВ тч, № Гос.р. 36697-12 | ||
|
2 |
ПС 110/6 кВ "ПО”, ЗРУ6 кВ, яч. №22 |
TH |
НТМИ-6, № 3370 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5 № Гос.р. 380-49 |
|
ТТ |
ТПШФА-10 № 9654 А, № 10319 С, Коэфф.тр. 3000/5, Кл.т. 0,5, № Гос.р. 519-50 | ||
|
Счетч ик |
СЭТ-4ТМ.03М.00, № 0811141356, Кл.т. 0,2S/0,5,1ном = 5 А, R=5 000 имп./кВт ч, № Гос.р. 36697-12 | ||
|
3 |
ПС 110/6 кВ "110", ЗРУ 6 кВ, яч. №43 |
TH |
НТМИ-6, № 1267 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5 № Гос.р. 380-49 |
|
ТТ |
ТПШФА-10 № 10324 А, № 10221 С, Коэфф.тр. 3000/5, Кл.т. 0,5, № Гос.р. 519-50 | ||
|
Счетч ик |
СЭТ-4ТМ.03М.00, № 0811141258, Кл.т. 0,2S/0,5,1ном = 5 А, R=5 000 имп./кВтч, № Гос.р. 36697-12 | ||
|
4 |
ПС 110/6 кВ "ПО", ЗРУ 6 кВ, яч. №46 |
TH |
НТМИ-6-66-У1, № 3134 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5 № Гос.р. 2611-70 |
|
ТТ |
ТПШФА-10 № 10080 А, № 10320 С, Коэфф.тр. 3000/5, Кл.т. 0,5, № Гос.р. 519-50 | ||
|
Счетч ик |
СЭТ-4ТМ.03М.00, № 0811141223, Кл.т. 0,2S/0,5,1ном = 5 А, R-5 000 имп./кВт ч, № Гос.р. 36697-12 | ||
|
5 |
ПС 110/6 кВ '’98", ЗРУ 6 кВ,яч. №11 |
TH |
НТМИ-6, № 316 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5 № Гос.р. 380-49 |
|
ТТ |
ТПШЛ-10 № 2723 А, № 3719 С, Коэфф.тр. 2000/5, Кл.т. 0,5, № Гос.р. 1423-60 | ||
|
Счетч ик |
СЭТ-4ТМ.03М.00, № 0811140654, Кл.т. 0,2S/0,5,1ном = 5 А, R=5 000 имп./кВт ч, № Гос.р. 36697-12 | ||
|
6 |
ПС 110/6 кВ "98”, ЗРУ 6 кВ, яч. №12 |
TH |
НТМИ-6, № 671 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5 № Гос.р. 380-49 |
|
ТТ |
ТПШЛ-10 № 4776 А, № 4505 С, Коэфф.тр. 2000/5, Кл.т. 0,5, № Гос.р. 1423-60 | ||
|
Счетч ик |
СЭТ-4ТМ.03М.00, № 0811140647, Кл.т. 0,2S/0,5,1ном = 5 А, R-5 000 имп./кВтч, № Гос.р. 36697-12 | ||
|
7 |
ПС 110/6 кВ ”98", ЗРУ 6 кВ, яч. №37 |
TH |
НТМК-6, № 215 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5 № Гос.р. 323-49 |
|
ТТ |
ТПШЛ-10 № 3703 А, № 4066 С, Коэфф.тр. 2000/5, Кл.т. 0,5, № Гос.р. 1423-60 | ||
|
Счетч ик |
СЭТ-4ТМ.03М.00, № 0811140661, Кл.т. 0,2S/0,5,1ном = 5 А, R-5 000 имп./кВт ч, № Гос.р. 36697-12 | ||
|
8 |
ПС 110/6 кВ ”98", ЗРУ 6 кВ, яч. №48 |
TH |
НТМК -6, № 405 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5 № Гос.р. 323-49 |
|
ТТ |
ТПШЛ-10 № 3974 А, № 3707 С, Коэфф.тр. 2000/5, Кл.т. 0,5, № Гос.р. 1423-60 | ||
|
Счетч ик |
СЭТ-4ТМ.03М.00, № 0811141209, Кл.т. 0,2S/0,5,1ном - 5 А, R=5 000 имп./кВт ч, № Гос.р. 36697-12 | ||
|
9 |
ПС 6кВ "ЗАЙ", ЗРУ-6кВ, яч. №8А |
TH |
ЗНИОЛ-6-100, № 3861140000001/1, 3861140000001/2, 3861140000001/3, Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5, № Гос.р. 25927-09 |
|
ТТ |
ТЛК-10-6, А № 3861140000015, С № 3861140000017, В № 3861140000016, Коэфф.тр. 300/5, Кл.т. 0,5, № Гос.р. 42683-09 | ||
|
Счетч ик |
СЭТ-4ТМ.03М.00, № 0811140626, Кл.т. 0,2S/0,5,1ном = 5 А, R=5 000 имп./кВт ч, № Гос.р. 36697-12 | ||
|
10 |
Тяговая подстанция №1 6/0,4 кВ, ЗРУ 6 кВ, Основной ввод 6 кВ |
TH |
ЗНИОЛ-6-100, № 3861140000003/1, 3861140000003/2, 3861140000003/3, Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5, № Гос.р. 25927-09 |
|
ТТ |
ТЛК-10-СТ6, А№ 1103150000001, С№ 1103150000003, В № 1103150000002. Коэфф.тр. 400/5, Кл.т. 0,5, № Гос.р. 58720-14 | ||
|
Счетч ик |
СЭТ-4ТМ.03М, № 0811141244, Кл.т. 0,2S/0,5,1ном = 5 А, R=5 000 имп./кВт ч, № Гос.р. 36697-12 | ||
|
11 |
ТП 2*250 6/0,4 Кв, ООО «Татнефтъ-АЗС Центр», Т1, РУ-0,4 кВ |
TH |
- |
|
ТТ |
Т-0,66-3, А № 196075, С № 196076, В № 196077, Коэфф.тр. 600/5, Кл.т, 0,5, № Гос.р. 22656-07 | ||
|
Счетч ик |
СЭТ-4ТМ.03М.08, № 0809141281, Кл.т. 0,2S/0,5,1ном = 5 А, R=5 000 имп./кВт ч, № Гос.р. 36697-12 |
|
12 |
ТП 2*250 6/0,4 Кв, ООО «Татнефть-АЗС Центр», Т2, РУ-0,4 кВ |
TH |
- |
|
ТТ |
Т-0,66-3, А № 196078, С № 196079, В № 196080, Коэфф.тр. 600/5, Кл.т. 0,5, № Гос.р. 22656-07 | ||
|
Счетч ик |
СЭТ-4ТМ.03М.08, № 0807141247, Кл.т. 0,2S/0,5,1ном = 5 А, R=5 000 имп./кВтч № Гос.р. 36697-12 | ||
|
13 |
ПСбкВ "ЗАЙ", ЗРУ-6кВ, яч. №15 |
TH |
ЗНИОЛ-6-100, № 3861140000001/1, 3861140000001/2, 3861140000001/3, Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5, № Гос.р. 25927-09 |
|
ТТ |
ТЛК-10-6, А № 3861140000024, С № 3861140000026, В № 3861140000025, Коэфф.тр. 100/5, Кл.т. 0,5, № Гос.р. 42683-09 | ||
|
Счетч ик |
СЭТ-4ТМ.03М.00, № 0811140689, Кл.т. 0,2S/0,5,1ном = 5 А, R=5 000 имп./кВт ч, № Гос.р. 36697-12 | ||
|
14 |
ПКУ 6 кВ на Оп. №1 АЭС, от ВЛ-6 кВ ф. ЦРП-06 |
TH |
ЗНОЛП-НТЗ-6, № 00069,00070,00071, Коэфф.тр. 6000/100 Кл.т. 0,5, Ns Гос.р. 51676-12 |
|
ТТ |
ТОЛ-НТЗ, А № 25092, С № 25123, В № 25205, Коэфф.тр. 100/5, Кл.т. 0,5, № Гос.р. 51679-12 | ||
|
Счетч ик |
СЭТ-4ТМ.03М.00, № 0811140675, Кл.т. 0,2S/0,5,1ном = 5 А, R=5 000 имп./кВт ч, № Гос.р. 36697-12 |
Таблица 5 - Перечень оборудования, входящего в состав АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ».
|
Тип, № Госреестра |
зав. № |
Номер измерительного канала |
|
«ИКМ-Пирамида» № Гос.р. 45270-10 |
477 |
1-14 |
|
Устройство синхронизации времени УСВ-2№ 41681-10 |
2901 |
1-14 |
|
УСПД СИКОН С70, № Гос.р. 28822-05 |
7451 |
1-2 |
|
УСПД СИКОН С70, № Гос.р. 28822-05 |
7452, 7453 |
3-5 |
|
УСПД СИКОН С70, № Гос.р. 28822-05 |
7454 |
6-14 |
Таблица 6
|
Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации |
Необходимое количество для АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» |
|
Программный пакет «Пирамида 2000. Сервер». |
Один |
|
Программное обеспечение электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03М |
Один |
|
Формуляр (ЭТП 278.234.00.05 ФО) |
1(один) экземпляр |
|
Методика поверки (ЭТП 278.234.00.07 МП) |
1(один) экземпляр |
|
Эксплуатационная документация (ЭТП 278.234.00.04 ЭД) |
1(один) экземпляр |
В процессе эксплуатации АИИС КУЭ возможны замены измерительных компонентов - на измерительные компоненты того же, или более высокого класса точности, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на изменение (улучшение) метрологических характеристик ИК указанных в описании типа АИИС КУЭ. Замена оформляется актом, акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Поверкаосуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» (ОАО «Татнефть» - управление «Татнефтегазпереработка»). Методика поверки» ЭТИ 278.234.00.07 МП, утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 15.03.2015 г. Перечень основных средств поверки:
-
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
-
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
-
- средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
-
- средства поверки У СВ-2 в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИИФТРИ в 2004 г.
-
- средства поверки контроллеров УСПД «СИКОН С70» в соответствии с методикой поверки «Контроллеры сетевые индустриальные. СИКОН С70. Методика поверки» ВЛСТ 166.00.000 И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в мае 2008 г;
-
- радиочасы «МИР РЧ-01», пределы допускаемой погрешности привязки переднего фронта выходного импульса к шкале координированного времени UTC, ± 1мкс, № Госреестра 27008-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится в виде наклейки или оттиска клейма поверителя на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измеренийМетод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» (ОАО Татнефть» - управление «Татнефтегазпереработка») ЭТП 278.234.00.06 МИ».
Нормативные документы, устанавливающие требования к «Системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» (ОАО «Татнефть» - управление «Татнефтегазпереработка»)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «ЭнергоТехПроект»
(ООО «ЭнергоТехПроект»)
ИНН 1650149225
Адрес: 423810, Россия, Республика Татарстан, г. Набережные Челны, проспект Московский, 118
Тел.: (855) 259-95-33, 59-89-31, 59-95-08
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС») Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел (495) 437-55-77
факс: (495) 437-56-66;
E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.