Сведения о средстве измерений: 49381-12 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Славнефть-ЯНОС"

Номер по Госреестру СИ: 49381-12
49381-12 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Славнефть-ЯНОС"
(Нет данных)

Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Славнефть-ЯНОС» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребляемой технологическими объектами ОАО «Славнефть-ЯНОС», сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений могут быть использованы для коммерческих расчетов.

сертификация программного обеспечения

Общие сведения

Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства -
Номер записи - 138627
ID в реестре СИ - 361027
Тип производства - единичное
Описание типа

Поверка

Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да

Модификации СИ

Производитель

Изготовитель - ООО "МонтажЭнергоСтрой"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Иваново
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да

Справочник действующих аттестованных эталонов единиц величин является копией соответствующего реестра ФГИС «АРШИН» (https://fgis.gost.ru/fundmetrology/registry/11) и содержит сведения о действующих государственных и частных аттестованных эталонах единиц величин.

Для удобства использования справочника все эталоны разделены по видам измерений в зависимости от вида измерений государственного первичного эталона, к которому осуществляется прослеживаемость. Справочник содержит более 110 тыс. записей и актуализируется не реже 1 раза в месяц.

Стоимость 200 руб. или по подписке

Статистика

Кол-во поверок -
Выдано извещений -
Кол-во периодических поверок -
Кол-во средств измерений -
Кол-во владельцев -
Усредненный год выпуска СИ -
МПИ по поверкам - дн.

Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Славнефть-ЯНОС" (Нет данных)

ИМПОРТНОЕ СИ
№ в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ
№ в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель

Все средства измерений ООО "МонтажЭнергоСтрой"

№ в реестре
cрок св-ва
Наименование СИ, обозначение, изголовитель ОТ, МП МПИ
49381-12

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Славнефть-ЯНОС", Нет данных
ООО "МонтажЭнергоСтрой" (РОССИЯ г.Иваново)
ОТ
4 года
49382-12

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Международный аэропорт Шереметьево", Нет данных
ООО "МонтажЭнергоСтрой" (РОССИЯ г.Иваново)
ОТ
4 года
50835-12

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности Центральной базовой таможни, Нет данных
ООО "МонтажЭнергоСтрой" (РОССИЯ г.Иваново)
ОТ
4 года
50916-12

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ГПП 110/10 кВ "ЛАЛ", Нет данных
ООО "МонтажЭнергоСтрой" (РОССИЯ г.Иваново)
ОТ
4 года
52470-13

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Международный аэропорт Шереметьево" 2-я очередь, Нет данных
ООО "МонтажЭнергоСтрой" (РОССИЯ г.Иваново)
ОТ
4 года
52470-15

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Международный аэропорт Шереметьево" 2-я очередь с Изменением №1, Нет данных
ООО "МонтажЭнергоСтрой" (РОССИЯ г.Иваново)
ОТ
МП
4 года
52570-13

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО "Рексам Беверидж Кэн Наро-Фоминск", Нет данных
ООО "МонтажЭнергоСтрой" (РОССИЯ г.Иваново)
ОТ
4 года
55120-13

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности Филиала № 20 "Магистральные тепловые сети" ОАО "МОЭК", Нет данных
ООО "МонтажЭнергоСтрой" (РОССИЯ г.Иваново)
ОТ
4 года
57789-14

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Славнефть-ЯНОС", Нет данных
ООО "МонтажЭнергоСтрой" (РОССИЯ г.Иваново)
ОТ
4 года
58901-14

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПС 110/35/6 кВ № 5, Нет данных
ООО "МонтажЭнергоСтрой" (РОССИЯ г.Иваново)
ОТ
4 года
58990-14

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПС 220/110/6 кВ "Новая", Нет данных
ООО "МонтажЭнергоСтрой" (РОССИЯ г.Иваново)
ОТ
4 года

Суть отчета показать, как в динамике по годам осуществляется наполнение реестра ФГИС АРШИН типами средств измерений в разрезе типа производства (серийное или единичное) и страны изготовления. Отчет состоит из 7 графиков и одной сводной таблицы. Графики являются интерактивными, имеют функции экспорта и масштабирования. Таблица обладает функциями поиска и сортировки по любой из колонок.

График "Типы СИ ФГИС АРШИН по годам (серийное vs единичное производство), шт.".
OX - год, начиная с 1991;
OY-количество типов СИ в штуках.
Синим цветом отмечены типы СИ серийного производства, красным - единичного.

График "Типы СИ ФГИС АРШИН серийного и единичного производства (импортные и отечественные), %».
Цветовым выделением по секторам показано % соотношение отечественных серийных типов СИ, отечественных единичных типов СИ, серийных импортных типов СИ и единичных импортных типов СИ.

Круговая диаграмма "Типы СИ - серийное производство". В процентных показано соотношение между иностранными и отечественными типами СИ серийного производства.

Круговая диаграмма "Типы СИ - единичное производство". В процентных показано соотношение между иностранными и отечественными типами СИ единичного производства.

Типы СИ ФГИС АРШИН серийного производства по годам (отечественные и импортные), шт.».
OX - год, начиная с 1991;
OY-количество типов СИ в штуках.
Синим цветом отмечены отечественные типы СИ серийного производства, красным - импортные типы СИ серийного производства.

Типы СИ ФГИС АРШИН серийного производства по годам (отечественные и импортные), %».
OX - год, начиная с 1991;
OY-количество типов СИ в процентах.
Синим цветом отмечены отечественные типы СИ серийного производства, красным - импортные типы СИ серийного производства.

Типы СИ ФГИС АРШИН серийного производства по годам (отечественные и импортные без резервуаров, цистерн, трансформаторов, измерительных систем), %".
Особенностью графика является игнорирование специфических типов СИ, которые по своей сути не являются классическими СИ и мешают понять истинное соотношение между отечественными и импортными СИ серийного производства.
OX - год, начиная с 1991;
OY-количество типов СИ в процентах.
Синим цветом отмечены отечественные типы СИ серийного производства, красным - импортные типы СИ серийного производства.

Стоимость 200 руб. или по подписке

Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Славнефть-ЯНОС" (Нет данных)

Наименование организации Cтатус Поверенные модификации Кол-во поверок Поверок в 2024 году Первичных поверок Периодических поверок Извещений Для юриков Для юриков первичные Для юриков периодические

Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Славнефть-ЯНОС" (Нет данных)

Организация, регион Стоимость, руб Средняя стоимость

Программное обеспечение

Прикладное программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» защищено от непреднамеренных и преднамеренных изменений. Уровень защиты - С, согласно МИ 3286-2010.

Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.

Таблица 1 Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

Программа -планировщик опроса и передачи данных

amrserver.exe

3.29.0.0

FBB8DD0F

CRC32

Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД

атгс.ехе

3.29.1.0

9CB8F270

CRC32

Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД

amra.exe

3.29.1.0

D63F8FFF

CRC32

Драйвер работы с БД

cdbora2.dll

3.29.0.0

74A48292

CRC32

Библиотека шифрования пароля счетчиков ЕвроАльфа

encryptdll.dll

2.0.0.0

BD63F2C9

CRC32

Библиотека сообщений планировщика опросов

alphamess.dll

-

A99F4657

CRC32


Знак утверждения типа

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.


Сведения о методиках измерений

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений описан в методике измерений МЭС 1122РД-12.01.МИ, утвержденной и аттестованной в установленном порядке.


Нормативные и технические документы

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»;

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Поверка

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МЭС 1122РД-12.01.МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Славнефть-ЯНОС». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 12.01.2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

  • - ТТ по ГОСТ 8.217-2003;

  • - ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

  • - счетчики электрической энергии по ГОСТ 8.584-04.

Лист № 9 Всего листов 9 

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «МонтажЭнергоСтрой»
Юридический адрес: 153021 г.Иваново, ул.Кузнецова, д.127
Почтовый адрес: 153013 г.Иваново, ул.Куконковых, д.154 - 110 e-mail: askue37@mail.ru, тел/факс: (4932)53-09-77

Испытательный центр

:
Г осударственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Марийский ЦСМ», 424006, г. Йошкар-Ола, ул. Соловьева, 3 тел. 8 (8362) 41-20-18, факс 41-16-94

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.

АИИС КУЭ решает следующие функции:

  • - автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

  • - периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

  • - хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

  • - передача результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;

  • - предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных участников оптового рынка электроэнергии;

  • - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

  • - диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

  • - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

  • - ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

  • 1- й уровень - трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746 и трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 и 1,0 по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электрической энергии класса точности 0,2S/0,5 и 0,5S/1,0 по ГОСТ Р 52323 для активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.

  • 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных типа RTU-327 (№ 41907-09 в Государственном реестре средств измерений), устройства синхронизации системного времени УССВ на базе приемника GPS-сигналов, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, обеспечивающие информационное взаимодействие между уровнями системы.

  • 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения «АльфаЦЕНТР» производства ООО «Эльстер Метрони-ка» (№44595-10 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ, источник бесперебойного питания, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и каналы связи, обеспечивающие организацию информационного обмена между уровнями системы.

Измерение электроэнергии выполняет первый уровень АИИС КУЭ, состоящий из 31 точки измерений (ИИК №№1-31), включающих измерительные трансформаторы тока и напряжения, многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии EA02RL-P2B-3, EA05RL-B-4 и A1802RLX-P4GB-DW-4 производства компании «Эльстер Метроника».

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал c учетом «постоянной» счетчика. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной и полной мощности.

Измерения активной мощности микропроцессорным счетчиком выполняются путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения и тока и интегрирования полученных значений мгновенной мощности по периоду основной частоты сигналов.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Передача информации с первого уровня на второй уровень (ИВКЭ) осуществляется в цифровом виде по запросу УСПД. УСПД RTU-327 осуществляет сбор информации со счетчиков электрической энергии по шине RS-485, GSM каналу, выделенным линиям связи и Ethernet. Полученные данные обрабатываются и сохраняются в архивах памяти УСПД.

Со второго уровня по запросу ИВК передается информация, идентичная информации передаваемой от ИИК в ИВКЭ.

В ИВК выполняется дальнейшая обработка результатов, хранение информации, оформление отчетных и справочных данных.

Прием данных от смежных точек учета ОАО «ТГК-2» (Номер Государственного реестра АИИС КУЭ № 34587-07) осуществляется с уровня ИВК АИИС КУЭ ОАО «ТГК-2» - Ярославская ТЭЦ-3 посредством среды Интернет в формате XML-файла с периодичностью 1 раз в сутки.

Прием данных от смежных точек учета ООО «Русэнергосбыт» ОАО «РЖД» в границах Ярославской области (Номер Государственного реестра АИИС КУЭ № 45305-10) осуществляется с уровня ИВК ОАО «РЖД» в границах Ярославской области посредством среды Интернет в формате XML-файла с периодичностью 1 раз в сутки.

Ежедневно, до 12 часов по местному времени, рабочего дня, следующего за операционными сутками, сервер ИВК направляет в ООО «Транснефтьсервис С» данные по точкам измерений АИИС КУЭ ОАО «Славнефть-ЯНОС» по электронной почте в формате XML.

В состав ПО АИИС КУЭ входит: системное ПО - операционная система Windows, прикладное ПО - ПО «АльфаЦЕНТР» реализующее всю необходимую функциональность ИВК, система управления базой данных (СУБД).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят все средства измерений времени (таймеры счетчиков, УСПД, сервера).

В качестве базового прибора СОЕВ используется УССВ на базе приёмника GPS-сигналов GPS-35HVS, который подключен к УСПД RTU-327. Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Коррекция отклонения показаний встроенных часов осуществляется при по-

Лист № 3 Всего листов 9 мощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСПД RTU-327. Коррекция показаний таймеров в УСПД RTU-327 происходит от GPS-приемника. Корректировка показаний таймеров УСПД осуществляется при расхождении с показаниями таймера GPS-приемника на величину ±1 с.

Корректировка показаний таймера сервера осуществляется при расхождении с показаниями таймера УСПД на величину ±1 с.

Корректировка показаний таймера счетчиков осуществляется при расхождении с показаний таймера УСПД на величину ±1 с.

ПО Альфа-Центр при каждом опросе (1 раз в сутки) устанавливает точное время УСПД RTU-327.

Погрешность часов компонентов системы за сутки не превышает ± 5 с.


В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3. Таблица 3 Комплект поставки АИИС КУЭ

Наименование изделия

Кол-во шт.

Примечание

Счетчик электрической энергии EA02RL-P2B-3

10

Счетчик электрической энергии A1802RLX-P4GB-DW-4

20

Счетчик электрической энергии EA05RL-B-4

1

Трансформатор тока ТЛШ-10

8

Трансформатор тока ТШЛ-10

4

Трансформатор тока ТПОЛ-10

8

Трансформатор тока TPU4

60

Трансформатор тока ТПЛ-10

2

Трансформатор напряжения НТМИ-6-66

7

Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06

6

Трансформатор напряжения TJP4

60

Трансформатор напряжения НАМИ-10

2

УСПД RTU-327

1

Модем Siemens TC-35

2

Сервер БД IBMхSeries 306

1

Комплекс информационно-вычислительный ПО «АльфаЦЕНТР»

1

Методика поверки МЭС 1122РД-12.01.МП

1

Инструкция по эксплуатации МЭС 1122РД-12.01.ИЭ

1


Основные метрологические характеристики и состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Таблица 2 Метрологические характеристики и состав измерительных каналов АИИС КУЭ

№ ИК

Наименование присоединения

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Вид

электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

Основная по-грешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ГПП-1 110/35/6 кВ ввод 1/1 6 кВ

ТЛШ-10

3000/5

к.т. 0,5S; № Госреестра

11077-07

НТМИ-6-66 6000/100 к.т. 0,5;

№ Госреестра 2611-70

EA02RL-

P2B-3

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 16666-07

RTU-327

№ Гос-реестра 41907-09

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,4

±4,5

2

ГПП-1 110/35/6 кВ ввод 1/2 6 кВ

ТЛШ-10

3000/5

к.т. 0,5S;

№ Госреестра 11077-07

НТМИ-6-66 6000/100 к.т. 0,5;

№ Госреестра 2611-70

EA02RL-

P2B-3

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 16666-07

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,4

±4,5

3

ГПП-1 110/35/6 кВ ввод 2/1 6 кВ

ТЛШ-10

3000/5

к.т. 0,5S;

№ Госреестра 11077-07

НТМИ-6-66 6000/100 к.т. 0,5;

№ Госреестра 2611-70

EA02RL-

P2B-3

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 16666-07

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,4

±4,5

4

ГПП-1 110/35/6 кВ ввод 2/2 6 кВ

ТЛШ-10

3000/5

к.т. 0,5S;

№ Госреестра 11077-07

НТМИ-6-66 6000/100 к.т. 0,5;

№ Госреестра 2611-70

EA02RL-

P2B-3

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 16666-07

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,4

±4,5

5

ГПП-2 35/6 кВ ввод 1

6 кВ

ТШЛ-10 2000/5 к.т. 0,5;

№ Госреестра 3972-03

ЗНОЛ.06 6000/100 к.т. 0,5;

№ Госреестра 3344-08

EA02RL-

P2B-3

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 16666-07

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,5

±4,5

6

ГПП-2 35/6 кВ ввод 2

6 кВ

ТШЛ-10 2000/5 к.т. 0,5;

№ Госреестра 3972-03

ЗНОЛ.06 6000/100 к.т. 0,5;

№ Госреестра 3344-08

EA02RL-

P2B-3

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 16666-07

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,5

±4,5

7

ГПП-3 35/6 кВ ввод 1/1

6 кВ

TPU4

2000/5

к.т. 0,2S;

№ Госреестра 17085-98

TJP4

6000/100 к.т. 0,5;

№ Госреестра

17083-08

A1802RLX-

P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 31857-06

активная реактивная

±2,1

±1,5

±2,4

±2,4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

8

ГПП-3 35/6 кВ ввод 1/2

6 кВ

TPU4

2000/5

к.т. 0,2S; № Госреестра

17085-98

TJP4

6000/100

к.т. 0,5;

№ Госреестра

17083-08

A1802RLX-

P4GB-DW-4

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра

31857-06

активная реактивная

±2,1

±1,5

±2,4

±2,4

9

ГПП-3 35/6 кВ ввод 2/1

6 кВ

TPU4 2000/5

к.т. 0,2S; № Госреестра

17085-98

TJP4

6000/100

к.т. 0,5;

№ Госреестра

17083-08

A1802RLX-

P4GB-DW-4

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра

31857-06

RTU-327

№ Гос -реестра

41907-09

активная реактивная

±2,1

±1,5

±2,4

±2,4

10

ГПП-3 35/6 кВ ввод 2/2

6 кВ

TPU4 2000/5

к.т. 0,2S; № Госреестра

17085-98

TJP4

6000/100

к.т. 0,5;

№ Госреестра

17083-08

A1802RLX-

P4GB-DW-4

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра

31857-06

активная реактивная

±2,1

±1,5

±2,4

±2,4

11

ГПП-4 110/35/6 кВ ввод 1/1 6 кВ

TPU4 2500/5

к.т. 0,5S; № Госреестра

17085-98

TJP4

6000/100

к.т. 0,5;

№ Госреестра

17083-08

A1802RLX-

P4GB-DW-4

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра

31857-06

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,4

±4,5

12

ГПП-4 110/35/6 кВ ввод 1/2 6 кВ

TPU4 2500/5

к.т. 0,5S; № Госреестра

17085-98

TJP4

6000/100

к.т. 0,5;

№ Госреестра

17083-08

A1802RLX-

P4GB-DW-4

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра

31857-06

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,4

±4,5

13

ГПП-4 110/35/6 кВ ввод 2/1 6 кВ

TPU4 2500/5

к.т. 0,5S; № Госреестра

17085-98

TJP4

6000/100

к.т. 0,5;

№ Госреестра

17083-08

A1802RLX-

P4GB-DW-4

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра

31857-06

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,4

±4,5

14

ГПП-4 110/35/6 кВ ввод 2/2 6 кВ

TPU4 2500/5

к.т. 0,5S; № Госреестра

17085-98

TJP4

6000/100

к.т. 0,5;

№ Госреестра

17083-08

A1802RLX-

P4GB-DW-4

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра

31857-06

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,4

±4,5

15

ГПП-5 35/6 кВ ввод 1 6 кВ

TPU4 1500/5

к.т. 0,2S; № Госреестра

17085-98

TJP4

6000/100

к.т. 0,5;

№ Госреестра

17083-08

A1802RLX-

P4GB-DW-4

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра

31857-06

активная реактивная

±2,1

±1,5

±2,4

±2,4

16

ГПП-5 35/6 кВ ввод 2

6 кВ

TPU4 1500/5

к.т. 0,2S; № Госреестра

17085-98

TJP4

6000/100

к.т. 0,5;

№ Госреестра

17083-08

A1802RLX-

P4GB-DW-4

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра

31857-06

активная реактивная

±2,1

±1,5

±2,4

±2,4

17

ГПП-6 35/6 кВ ввод 1 6 кВ

TPU4 1500/5

к.т. 0,2S; № Госреестра

17085-98

TJP4

6000/100

к.т. 0,5;

№ Госреестра

17083-08

A1802RLX-

P4GB-DW-4

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра

31857-06

активная реактивная

±2,1

±1,5

±2,4

±2,4

1

2

3

4

5

6

7

8

9

18

ГПП-6 35/6 кВ ввод 2

6 кВ

TPU4

1500/5

к.т. 0,2S; № Госреестра

17085-98

TJP4

6000/100

к.т. 0,5;

№ Госреестра

17083-08

A1802RLX-

P4GB-DW-4

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра

31857-06

активная реактивная

±2,1

±1,5

±2,4

±2,4

19

ГПП-7 35/6 кВ ввод 1/1

6 кВ

TPU4 2000/5

к.т. 0,2S; № Госреестра

17085-98

TJP4

6000/100

к.т. 0,5;

№ Госреестра

17083-08

A1802RLX-

P4GB-DW-4

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра

31857-06

RTU-327

№ Гос-реестра

41907-09

активная реактивная

±2,1

±1,5

±2,4

±2,4

20

ГПП-7 35/6 кВ ввод 1/2

6 кВ

TPU4 2000/5

к.т. 0,2S; № Госреестра

17085-98

TJP4

6000/100

к.т. 0,5;

№ Госреестра

17083-08

A1802RLX-

P4GB-DW-4

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра

31857-06

активная реактивная

±2,1

±1,5

±2,4

±2,4

21

ГПП-7 35/6 кВ ввод 2/1

6 кВ

TPU4 2000/5

к.т. 0,2S; № Госреестра

17085-98

TJP4

6000/100

к.т. 0,5;

№ Госреестра

17083-08

A1802RLX-

P4GB-DW-4

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра

31857-06

активная реактивная

±2,1

±1,5

±2,4

±2,4

22

ГПП-7 35/6 кВ ввод 2/2

6 кВ

TPU4 2000/5

к.т. 0,2S; № Госреестра

17085-98

TJP4

6000/100

к.т. 0,5;

№ Госреестра

17083-08

A1802RLX-

P4GB-DW-4

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра

31857-06

активная реактивная

±2,1

±1,5

±2,4

±2,4

23

ГПП-8 "Очистные сооружения" 35/6 кВ ввод 1, 6 кВ

ТПОЛ-10 1500/5

к.т. 0,5; № Госреестра

1261-08

НТМИ-6-66 6000/100 к.т. 0,5;

№ Госреестра

2611-70

EA02RL-

P2B-3

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра

16666-07

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,5

±4,5

24

ГПП-8 "Очистные сооружения" 35/6 кВ ввод 2, 6 кВ

ТПОЛ-10 1500/5

к.т. 0,5; № Госреестра

1261-08

НТМИ-6-66 6000/100 к.т. 0,5;

№ Госреестра

2611-70

EA02RL-

P2B-3

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра

16666-07

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,5

±4,5

25

ГПП-9

110/35/6 кВ ввод 1/1

6 кВ

TPU4 2500/5

к.т. 0,5; № Госреестра

17085-98

TJP4

6000/100

к.т. 0,5;

№ Госреестра

17083-08

A1802RLX-

P4GB-DW-4

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра

31857-06

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,5

±4,5

26

ГПП-9

110/35/6 кВ ввод 1/2

6 кВ

TPU4 2500/5

к.т. 0,5; № Госреестра

17085-98

TJP4

6000/100

к.т. 0,5;

№ Госреестра

17083-08

A1802RLX-

P4GB-DW-4

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра

31857-06

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,5

±4,5

27

ГПП-9

110/35/6 кВ ввод 2/1

6 кВ

TPU4 2500/5

к.т. 0,5; № Госреестра

17085-98

TJP4

6000/100

к.т. 0,5;

№ Госреестра

17083-08

A1802RLX-

P4GB-DW-4

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра

31857-06

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,5

±4,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

28

ГПП-9 110/35/6 кВ ввод 2/2 6 кВ

TPU4 2500/5 к.т. 0,5;

№ Госреестра 17085-98

TJP4 6000/100 к.т. 0,5;

№ Госреестра 17083-08

A1802RLX-

P4GB-DW-4 к.т. 0,2S/0,5;

№ Госреестра 31857-06

активная реактивная

±5,3

±4,1

±5,5

±4,5

29

ПС "Водо

забор" 35/6 кВ ввод 1

6 кВ

ТПОЛ-10 600/5

к.т. 0,5; № Госреестра 1261-08

НАМИ-10 6000/100 к. т. 0,2;

№ Госреестра 11094-87

EA02RL-

P2B-3

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 16666-07

RTU-327

№ Гос-реестра

41907-09

активная реактивная

±5,2

±4,0

±5,3

±4,5

30

ПС "Водо

забор" 35/6 кВ ввод 2 6 кВ

ТПОЛ-10 600/5 к.т. 0,5;

№ Госреестра

1261-08

НАМИ-10 6000/100 к. т. 0,2;

№ Госреестра 11094-87

EA02RL-

P2B-3

к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 16666-07

активная реактивная

±5,2

±4,0

±5,3

±4,5

31

ПС "Яро

славль Главный" 110/6/6 кВ РУ-6 кВ ф.18

ТПЛ-10

400/5

к.т. 0,5;

№ Госреестра

1276-59

НТМИ-6-66 6000/100 к.т. 0,5;

№ Госреестра 2611-70

EA05RL-B-4 к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 16666-07

активная реактивная

±5,3

±4,4

±5,9

±5,8

Примечания:

1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и

средней мощности.

  • 2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала соответствующие вероятности 0,95.

  • 3. Нормальные условия:

  • •  температура окружающего воздуха (21 - 25) °С;

  • •  относительная влажность воздуха от 30 до 80%;

  • •  атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

  • •  напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;

  • •  частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

  • •  индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.

  • 4. Рабочие условия:

  • •  температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 °С;

  • •  относительная влажность воздуха до 9 при температуре окружающего воздуха 30°С;

  • •  атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

  • •  напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;

  • •  частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

  • •  индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.

  • 5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии и по ГОСТ 52323 в режиме измерения активной энергии.

  • 6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Славнефть-ЯНОС» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть

Надежность системных решений:

  • •  Резервирование питания УСПД с помощью устройства АВР.

Глубина хранения информации:

  • •    счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;

  • •    ИВКЭ - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - от 3 суток (для коротких интервалов и параметров электросети) до 210 суток;

  • •    ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

  • 7.   Надежность применяемых в системе компонентов:

  • •    счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее

90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

  • •    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

  • •    сервер - среднее время наработки на отказ не менее 60000 часов среднее время восстановления работоспособности 1 час.


Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель