Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТПП "ТатРИТЭКнефть"

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТПП "ТатРИТЭКнефть" — техническое средство с номером в госреестре 79199-20 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 01. Имеет обозначение типа СИ: .
Произведен предприятием: ООО "Энергометрология", г.Москва.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТПП "ТатРИТЭКнефть" .

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТПП "ТатРИТЭКнефть" .

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
79199-20
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТПП "ТатРИТЭКнефть"
Обозначение типа
ПроизводительООО "Энергометрология", г.Москва
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 01
НазначениеСистема 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.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 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). 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) и обеспечивающее 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 обеспечениеВ АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000. Сервер» (Версия 30.01/2014/С-50). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствуетуровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1. Таблица 1 – Идентификационные признаки ПО
Идентификационные признаки Значение
Идентификационное наименование модуля ПОMetrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО52E28D7B608799BB3CCEA41B548D2C83
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5
Метрологические и технические характеристикиСостав измерительных каналов приведен в таблице 2.  Таблица 2 Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИКНаименование измерительного каналаСостав измерительного канала
123456
1ПС 35 кВ Мельниковская, ОРУ-35 кВ, Ввод-1 35 кВ ТФЗМ 35Б-I У1 150/5, КТ 0,5Рег. № 26419-04НАМИ-35 УХЛ135000/100КТ 0,5Рег. № 19813-05СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5Рег. № 36697-12УСВ-3, рег. № 64242-16/ Dell PowerEdge R430
2ПС 35 кВ Мельниковская, ОРУ-35 кВ, Ввод-2 35 кВТФЗМ 35Б-I У1 150/5, КТ 0,5Рег. № 26419-04НАМИ-35 УХЛ135000/100КТ 0,5Рег. № 19813-05СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5Рег. № 36697-12
Продолжение таблицы 2
12345 6
3ПС 35 кВ Ибрайкино, КРУН 10 кВ, 2С 10 кВ, яч. 2, ВЛ-10 кВ ф.2ТПЛ-10 100/5, КТ 0,5Рег. № 1276-59НАМИ-1010000/100КТ 0,2Рег. № 19813-05СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5Рег. № 36697-12УСВ-3, рег. № 64242-16/ Dell PowerEdge R430
4 ПС 35 кВ Ибрайкино, КРУН 10 кВ, 1С 10 кВ, яч. 7, ВЛ-10 кВ ф.7ТПЛМ-10 150/5, КТ 0,5Рег. № 2363-68НАМИ-1010000/100КТ 0,2Рег. № 19813-05СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5Рег. № 36697-12
5 ПС 35 кВ Ибрайкино, КРУН 10 кВ, 2С 10 кВ, яч. 8, ВЛ-10 кВ ф.8 ТПЛМ-10150/5, КТ 0,5Рег. № 2363-68 ТПЛ-10 150/5, КТ 0,5 Рег. №1276-59НАМИ-1010000/100КТ 0,2Рег. № 19813-05СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5Рег. № 36697-12
6 ПС 35 кВ Ибрайкино, КРУН 10 кВ, 2С 10 кВ, яч. 10, ВЛ-10 кВ ф.10 ТВК-10 200/5, КТ 0,5Рег. № 8913-82НАМИ-1010000/100КТ 0,2Рег. № 19813-05СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5Рег. № 36697-12
7ПС 35 кВ Киязлинская, Ввод 35 кВ Т-1 ТОЛ 35 150/5, КТ 0,5SРег. №21256-03НАМИ-35 УХЛ135000/100КТ 0,5Рег. № 19813-05СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5Рег. № 36697-12
8ПС 35 кВ Киязлинская, Ввод 35 кВ Т-2 ТОЛ 35 150/5, КТ 0,5SРег. №21256-03НАМИ-35 УХЛ135000/100КТ 0,5Рег. № 19813-05СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5Рег. № 36697-12
9ПС 110 кВ Каргали, ЗРУ 6 кВ, 1С 6 кВ, яч. 101, ВЛ-6 кВ ф.101ТОЛ-СЭЩ-10 100/5, КТ 0,5SРег. № 32139-06TJP 46000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 62758-15СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5Рег. № 36697-12
10ПС 110 кВ Каргали, ЗРУ 6 кВ, 2С 6 кВ, яч. 202, ВЛ-6 кВ ф.202ТОЛ-СЭЩ-10 100/5, КТ 0,5SРег. № 32139-06TJP 46000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 62758-15СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5Рег. № 36697-12
11ПС 35 кВ Черёмухово, КРУН 10 кВ, 2С 10 кВ, яч. 6, ВЛ-10 кВ ф.6ТВК-10 150/5, КТ 0,5Рег. № 8913-82НАМИТ-10 10000/100КТ 0,5Рег. № 16687-07Mеркурий 234 ARTM2-00 PBR.RКТ 0,2S/0,5Рег. № 48266-11
Продолжение таблицы 2
123456
12 ПС 110 кВ Ильбухтино, КРУН 6 кВ, 1С 6 кВ, яч. 7, ВЛ-6 кВ ф.7ТЛК-10-6 150/5, КТ 0,5Рег. №9143-06НТМИ-6-66 6000/100КТ 0,5 Рег.№2611-70СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5Рег. № 36697-17 УСВ-3, рег. № 64242-16/ Dell PowerEdge R430
13ПС 110 кВ Ильбухтино, КРУН 6 кВ, 2С 6 кВ, яч. 8, ВЛ-6 кВ ф.8ТЛК-10-6 150/5, КТ 0,5Рег. №9143-06НТМИ-6-66 6000/100КТ 0,5 Рег.№2611-70СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5Рег. № 36697-12
14ПС 35 Кузкеево, КРУН 10 кВ, 1С 10 кВ, яч. 9, КВЛ-10 кВ ф.9ТОЛ-СЭЩ-10 200/5, КТ 0,5SРег. №32139-06НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100КТ 0,5 Рег.№20186-05СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
15ВЛБ-10 кВ №1, Ввод 10 кВТЛМ-10 100/5, КТ 0,5Рег. №2473-00НАМИТ-10-2УХЛ2 10000/100КТ 0,5Рег. №11094-87ПСЧ-4ТМ.05МК.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18
16ВЛБ-10 кВ №2, Ввод 10 кВТОЛ 10-I 100/5, КТ 0,5Рег. №15128-03ЗНОЛП 10000:√3/100:√3 КТ 0,5Рег. № 23544-07ПСЧ-4ТМ.05МК.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18
17ВЛ-10 кВ ф.4 от ПС 110 кВ Дружба, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №1, ПКУ-10 кВ №1, Ввод 10 кВТОЛ 10-I 100/5, КТ 0,5SРег. №15128-07 ЗНОЛП 10000:√3/100:√3 КТ 0,5Рег. № 23544-07ПСЧ-4ТМ.05МК.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18
18ВЛ-10 кВ ф.5 от ПС 35 кВ Н. Курмашево, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №2, ПКУ-10 кВ №2, Ввод 10 кВТОЛ 10-I 50/5, КТ 0,5Рег. №15128-07ЗНОЛП 10000:√3/100:√3 КТ 0,5Рег. № 23544-07ПСЧ-4ТМ.05МК.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18
19ВЛ-10 кВ ф.47-07 от ПС 35 кВ Терси, оп. 530, отпайка в сторону КТП 10 кВ скв. №69--РиМ 384.02/2КТ 0,5S/1,0Рег. № 55522-13
20ВЛ-10 кВ ф.47-03 от ПС 35 кВ Терси, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №3, ПКУ-10 кВ №3, Ввод 10 кВТОЛ-10-I50/5, КТ 0,5Рег. № 15128-03ЗНОЛП 10000:√3/100:√3 КТ 0,5Рег. № 23544-07ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18
Продолжение таблицы 2
123456
21КТП 10 кВ №1, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВТ-0,66 50/5, КТ 0,5Рег. №22656-07-ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18УСВ-3, рег. № 64242-16/ Dell PowerEdge R430
22КТП 10 кВ №4, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВТ-0,66 50/5, КТ 0,5Рег. №22656-07-ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18
23КТП 10 кВ №3, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВТ-0,66 50/5, КТ 0,5Рег. №22656-07-ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18
24ВЛ-10 кВ ф.44-04 от ПС 35 кВ Кучуково, оп. 67, отпайка в сторону КТП 10 кВ скв. №37--РиМ 384.02/2КТ 0,5S/1,0Рег. № 55522-13
25ВЛ-10 кВ ф.44-03 от ПС 35 кВ Кучуково, оп. 325, отпайка в сторону КТП 10 кВ скв. №244--РиМ 384.02/2КТ 0,5S/1,0Рег. № 55522-13
26ВЛ-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 кВТОЛ-СЭЩ-10 30/5, КТ 0,5SРег. № 32139-063НОЛПМ-10 10500:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 35505-07ПСЧ-4ТМ.05МК.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18
27ВЛБ-6 кВ №3, Ввод 6 кВТЛК-10 50/5, КТ 0,5Рег. № 9143-06НАМИТ-10 6000/100КТ 0,5Рег. № 16687-07ПСЧ-4ТМ.05МК.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18
28КТП 6 кВ №2, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВТИИ-А 150/5, КТ 0,5Рег. № 28139-12-ПСЧ-4ТМ.05МК.04КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18
29КТП 6 кВ №1, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВТ-0,66 600/5, КТ 0,5Рег. № 36382-07-ПСЧ-4ТМ.05МК.04КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18
Продолжение таблицы 2
12345 6
30ПС 110 кВ Костенеево, КРУН 10 кВ, 1С 10 кВ, яч. 15, КЛ-10 кВ ф.13-15ТЛМ-10 200/5, КТ 0,5Рег. №2473-69НАМИ-10 10000/100КТ 0,2Рег. № 11094-87 Mеркурий 234 ARTM2-00 PBR.R КТ 0,2S/0,5Рег. № 48266-11УСВ-3, рег. № 64242-16/Dell PowerEdge R430
31ПС 35 кВ Морты-1, КРУН 10 кВ, 1С 10 кВ, яч. 9, ВЛ-10 кВ ф.18-09ТЛМ-10 50/5, КТ 0,5Рег. №2473-00НАМИ-10 10000/100КТ 0,2Рег. № 11094-87Mеркурий 234 ARTM2-00 PBR.R КТ 0,2S/0,5Рег. № 48266-11
32ВЛ-10 кВ ф.69-23 от ПС 110 кВ Мамадыш, оп. 77, ПКУ-10 кВ №10, Ввод 10 кВТОЛ-СЭЩ-10 50/5, КТ 0,5Рег. № 1276-59НОЛ-СЭЩ-10 10000:√3/100:√3КТ 0,2Рег. № 35955-07ПСЧ-4ТМ.05МК.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18
33ВЛ-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 кВТОЛ-НТЗ-10 30/5, КТ 0,5SРег. № 1276-59ЗНОЛПМ-10 10000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. №35505-07ПСЧ-4ТМ.05МК.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18
34ВЛ-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 кВТОЛ-СЭЩ-10 30/5, КТ 0,5SРег. № 2473-00ЗНОЛПМ-10 10500:√3/100:√3КТ 0,5Рег. №35505-07ПСЧ-4ТМ.05МК.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18
35ВЛ-10 кВ ф.6 от ПС 110 кВ Киясово, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №1, ПКУ-10 кВ №1, Ввод 10 кВ ТОЛ-НТЗ-10 30/5, КТ 0,5SРег. № 1423-603НОЛП-НТЗ-10 10500:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 51676-12ПСЧ-4ТМ.05МК.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18
36ВЛ-10 кВ ф.6 от ПС 110 кВ Киясово, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №2, ПКУ-10 кВ №2, Ввод 10 кВТОЛ-НТЗ-10 30/5, КТ 0,5SРег. № 1423-603НОЛП-НТЗ-10 10500:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 51676-12ПСЧ-4ТМ.05МК.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18
Продолжение таблицы 2
12345 6
37ВЛ-10 кВ ф.13 от ПС 35 кВ Быргында, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №3, ПКУ-10 кВ №3, Ввод 10 кВТЛК-10 30/5, КТ 0,5 SРег. №9143-06ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 10000:√3/100:√3 КТ 0,5Рег. № 55024-13ПСЧ-4ТМ.05МК.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18УСВ-3, рег. № 64242-16 /Dell PowerEdge R430
38ВЛ-10 кВ ф.6 от ПС 110 кВ Арзамасцево, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №4, ПКУ-10 кВ №4, Ввод 10 кВТОЛ-СЭЩ-10 30/5, КТ 0,5SРег. № 32139-063НОЛПМ-10 10000:√3/100:√3 КТ 0,5 Рег. № 35505-07ПСЧ-4ТМ.05МК.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 50460-18
39ПС 35 кВ Киязлинская, РУ-10 кВ, 1С 10 кВ, яч. 10, ВЛ-10 кВ ф.11ТЛМ-10 50/5, КТ 0,5Рег. №2473-00НАМИ-10 10000/100КТ 0,2Рег. №11094-87СЭТ-4ТМ.03МКТ 0,2S/0,5Рег. № 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.
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
Номер ИКВид электрической энергииГраницы основной погрешности ±δ, %Границы погрешности в рабочих условиях ±δ, %
1234
1, 2,11-13Активная Реактивная1,1 1,62,9 4,5
19,24,25Активная Реактивная0,6 1,11,1 2,8
32Активная Реактивная1,2 1,93,0 5,1
17,26,33-38Активная Реактивная1,3 2,11,9 3,6
3-6,30,31,39Активная Реактивная1,0 1,22,0 2,3
7-10,14Активная Реактивная1,2 1,81,7 2,7
15, 16,18,20,27Активная Реактивная1,3 2,03,2 5,2
21-23, 28,29Активная Реактивная1,1 1,83,1 5,1
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.
Наименование характеристикиЗначение
12
Количество измерительных каналов39
Нормальные условия параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток, % от Iном - коэффициент мощности - температура окружающей среды для счетчиков, °С - частота, Гцот 98 до 102 от 100 до 120 0,8 от +21 до +25 50
Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток, % от Iном - 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, Гцот 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 1 емк от -40 до +40 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.03М165000
ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05МК.04150000
Mеркурий 234 ARTM2-00 PBR.R РиМ 384.02/2220000 180000
УСВ-3 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее35000
Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч100000 1
Таблица 4 – Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристикиЗначение
12
Количество измерительных каналов39
Нормальные условия параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток, % от Iном - коэффициент мощности - температура окружающей среды для счетчиков, °С - частота, Гцот 98 до 102 от 100 до 120 0,8 от +21 до +25 50
Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток, % от Iном - 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, Гцот 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 1 емк от -40 до +40 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.03М165000
ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05МК.04150000
Mеркурий 234 ARTM2-00 PBR.R РиМ 384.02/2220000 180000
УСВ-3 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее35000
Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч100000 1
Продолжение таблицы 4
12
Глубина хранения информации Счетчики: СЭТ-4ТМ.03М -каждого массива профиля при времени интегрирования 30 мин, сут ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05МК.04 - каждого массива профиля при времени интегрирования 30 мин, сут
Mеркурий 234 ARTM2-00 PBR.R - при отключенном питании (расчетные данные), лет - при отключенном питании (данные профиля нагрузки), лет10 1
РиМ 384.02/2 - данных в энергонезависимой памяти , лет Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее40 3,5
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: - 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.
КомплектностьКомплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеОбозначениеКоличество, шт.
Трансформатор токаТ-0,6612
Трансформатор напряжения3НОЛПМ-1012
Счетчик электрической энергииMеркурий 234 ARTM2-00 PBR.R3
Устройство синхронизации системного времениУСВ-31
Основной серверDell PowerEdge R4301
Документация
Методика поверкиМП 26.51.43/06/201
ФормулярФО 26.51.43/06/201
Поверкаосуществляется по документу МП 26.51.43/06/20 «Система автоматизированная 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; устройство частотно-временной синхронизации по сигналам спутниковых навигационных систем ГЛОНАСС и GPS NAVSTAR СН-3833, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 23276-02; мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Федеральном 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.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ТПП «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
ЗаявительОбщество 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 центрФедеральное 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.