Главная Госреестр СИ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Саратовнефтегаз" (1-я очередь)

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Саратовнефтегаз" (1-я очередь), 72541-18

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Саратовнефтегаз» (1-я очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Документы

Описание типа

Методика поверки

Карточка СИ

Номер в госреестре	72541-18
Наименование СИ	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Саратовнефтегаз" (1-я очередь)
Изготовитель	ООО "СТАНДАРТ", г.Нижний Новгород
Год регистрации	2018
МПИ (интервал между поверками)	4 года
Описание типа	скачать
Методика поверки	скачать

Назначение

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения, состоящую из 45 измерительных каналов (ИК).

ИК АИИС КУЭ состоят из двух уровней.

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту Сч и/или счетчики) и вторичные измерительные цепи.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ИВК баз данных (сервер БД) на основе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» (ПО «АльфаЦЕНТР»), устройство синхронизации времени типа УСВ-3 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 64242-16 (рег. № 64242-16), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.

В состав ИВК входит вспомогательное оборудование - автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей системы.

АИИС КУЭ обеспечивает:

- автоматическое выполнение измерений величин активной и реактивной электроэнергии (прямого и обратного направления) с заданной дискретностью 30 мин;

- сбор и передачу журналов событий счетчиков в базу данных ИВК;

- автоматическое выполнение измерений времени и ведение единого времени в составе СОЕВ АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

- периодический (не реже 1 раза в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений (приращений электроэнергии прямого и обратного направления) с заданной дискретностью 30 мин;

- хранение в базе данных АИИС КУЭ результатов измерений информации о состоянии средств измерений («Журналов событий»);

- обработку, формирование и передачу результатов измерений в ХМЬ-формате по электронной почте (с электронной подписью);

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

- обеспечение по запросу коммерческого оператора дистанционного доступа к результатам измерений, данным журналов событий на всех уровнях АИИС КУЭ;

- обеспечение диагностики и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- обеспечение конфигурирования и настройки параметров АИИС КУЭ;

- автоматическую регистрацию событий, сопровождающих процессы измерения, в «Журнале событий» на уровне измерительно-информационного комплекса;

- предоставление доступа к измеренным значениям и «Журналам событий» со стороны ИВК;

- возможность масштабирования долей именованных величин количества электроэнергии;

- расчеты потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки;

- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи и восстановления питания.

Первичные фазные токи и напряжения преобразовываются измерительными трансформаторами (в случае счетчиков прямого включения - счетчиками) в аналоговые сигналы низкого уровня, которые поступают на аналого-цифровой преобразователь (АЦП) счетчика. АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин тока и напряжения паралельно по шести каналам измерения тока и напряжения, преобразуя в цифровой код передавая его микроконтроллеру. Микороконтролер, по выборкам мгновенных показаний производит вычисление усредненных на интервале значений активной мощности. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются мгновенные значения реактивной, полной мощности и интегрированные по времени значения активной и реактивной энергии. Сервер автоматически не реже одного раза в сутки и/или по запросу проводит сбор результатов измерений и информации о состоянии средств измерений со счетчиков.

Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы сервера ИВК осуществляется по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат пакетных данных посредством сотовой GSM связи Internet (GSM-GPRS/3G соединение). (счетчик - GSM модем - сервер). и/или (GSM/CSD соединение в качестве резервного канала).

В сервере осуществляется хранение результатов измерений и отображение информации по подключенным к серверу устройствам. Посредством сервера происходит отображение информации на автоматизированных рабочих местах (АРМ). Вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН осуществляется на уровне ИВК (ПО « АльфаТ ЦЕНТР»).

На сервере информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии экспортируются в файлы макета 80020. Сформированные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Ежедневно (1 раз в сутки) файлы данных автоматически направляются на почтовый сервер энергосбытовой организации по электронной почте в формате XML.

Информация с сервера может быть получена на автоматизированные рабочие места (АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.

Дальнейшая передача информации от сервера сбытовой организации в АО «АТС» происходит после подписания файла электронно-цифровой подписью сбытовой организации, а также в АО «СО ЕЭС» и другим смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов в соответствии с регламентами ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Сличение шкалы времени сервера и шкалы времени устройства синхронизации системного времени происходит не реже 1 раза в 60 минут. Ход часов сервера не превышает ±1 с/сут. Не реже чем 1 раз в сутки осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и сервером. Коррекция времени счётчика сервером осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ±2 с в момент чтения данных.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО сервера БД и ПО АРМ на основе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» (ПО «АльфаЦЕНТР»).

Метрологически значимой частью специализированного ПО АИИС КУЭ является библиотека ac_metrology.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учёта, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.

Идентификационные данные библиотеки ac_metrology.dll приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения «АльфаЦЕНТР»

Идентификационные данные (признаки)	Значение
1	2
Идентификационное наименование ПО	ПО «АльфаЦЕНТР»
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 12.03
Цифровой идентификатор ПО (MD5)	3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Другие идентификационные данные	ac_metrology.dll

Границы интервала допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.

ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Состав ИК АИ		ИС КУЭ
Номер и наименование ИК		ТТ	ТН	Счётчик	УССВ, Сервер
1	2	3	4	5	6
1	РП-10 кВ Октябрьский СП, яч. 1, ВЛ-10 кВ ф. 7А	ТЛК10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 9143-83	НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 рег. № 11094-87	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12	УСВ-3 рег. № 64242-16, HP ProLiant DL360 Gen 9
2	РП-10 кВ Октябрьский СП, АВР, ввод 0,4 кВ ТСН-1, ТСН-2	Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 52667-13	-	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12
3	РП-10 кВ Октябрьский СП, яч. 8, ВЛ-10 кВ ф. 8А	ТЛК10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 9143-83	НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 10000/100 рег. № 11094-87	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12

1	2	3	4	5	6
4	ПС 35 кВ Г орючка, РУ-6 кВ, яч. 4	ТЛК10-5,6 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 9143-01	НАМИТ-10-2 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 18178-99	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12	УСВ-3 рег. № 64242-16, HP ProLiant DL360 Gen 9
5	ПС 35 кВ Г орючка, ввод 0,4 кВ ТСН-1	Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 52667-13	-	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12
6	ПС 35 кВ Горючка, РУ-6 кВ яч. 1, ВЛ-6 кВ ф. № 601	ТЛК10-5,6 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 9143-01	НАМИТ-10-2 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 18178-99	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12
7	ПС 35 кВ Западная Рыбушка, РУ-6 кВ, яч. 3	ТЛК10-5,6 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 9143-01	НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-97	ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27779-04
8	ПС 35 кВ Западная Рыбушка, ввод 0,4 кВ ТСН-1	ТОП 0,66 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 15174-01	-	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-17
9	ПС 35 кВ Западная Рыбушка, РУ-6 кВ, яч. 1, ВЛ-6 кВ ф. 603	ТЛК10 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 9143-01	НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-97	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12
10	КТП 6 кВ № 471 А, ПУ-1 0,4 кВ	ТШЛ-СЭЩ кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 51624-12	-	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12
11	ПС 35 кВ Урицкая, ОРУ-35 кВ, В-35 кВ Т-1	GIF 40,5 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 56411-14	НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05	ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27779-04
12	ПС 35 кВ Урицкая, ОРУ-35 кВ, В-35 кВ Т-2	GIF 40,5 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 56411-14	НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05	ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27779-04

1	2	3	4	5	6
13	ПС 35 кВ Урицкая, КРУН-10 кВ, яч. 2, ВЛ-10 кВ Ф. № 7А с. Бутырки	ТОЛ 10-1 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 15128-03	НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 16687-13	ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27779-04	УСВ-3 рег. № 64242-16, HP ProLiant DL360 Gen 9
14	ПС 35 кВ Урицкая, КРУН-10 кВ, яч. 12, ВЛ-10 кВ Ф. № 1 А с. Урицкое	ТОЛ 10-1 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 15128-03	НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 16687-02	ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27779-04
15	ПС 35 кВ Урицкая, КРУН-10 кВ, яч. 6, ВЛ-10 кВ Ф. № 2А с. Чадаевка	ТОЛ 10-1 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 15128-03	НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 16687-13	ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27779-04
16	ПС 35 кВ Урицкая, КРУН-10 кВ, яч. 8, ВЛ-10 кВ Ф. № 8	ТОЛ 10-1 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 15128-03	НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 16687-13	ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27779-04
17	ПС 35 кВ Урицкая, КРУН-10 кВ, яч. 11, ВЛ-10 кВ Ф. № 11	ТОЛ 10-1 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 15128-03	НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 16687-02	ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 27779-04
18	ВЛ-6 кВ №1 от яч. ф. 601 ПС 110 кВ Саратовка-1, ПКУ-6 кВ ф. 601	ТОЛ-СВЭЛ кл.т 0,2S Ктт = 200/5 рег. № 42663-09	ЗНОЛ(П)-СВЭЛ кл.т 0,2 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 67628-17	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12
19	ВЛ-6 кВ ф. № 5 от яч. ф. 605 ПС 110 кВ Саратовка-4, ПКУ-6 кВ ф. 605	ТОЛ-СВЭЛ кл.т 0,2S Ктт = 200/5 рег. № 42663-09	ЗНОЛ(П)-СВЭЛ кл.т 0,2 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 67628-17	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12
20	ВЛ-6 кВ ф. № 1 от яч. ф. 601 ПС 110 кВ Саратовка-4, ПКУ-6 кВ ф. 601	ТОЛ-СВЭЛ кл.т 0,2S Ктт = 200/5 рег. № 42663-09	ЗНОЛ(П)-СВЭЛ кл.т 0,2 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 67628-17	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12

ю 00	ю	ю On	ю	ю	ю U)	ю ю	ю	-
ПС 35 кВ Нефтяная-1, РУ-6 кВ, яч. 5	ПС 35 кВ Нефтяная-1, ввод 0,4 кВ ТСН-1	ПС 35 кВ Нефтяная-1, РУ-6 кВ, яч. 14	ПС 110 кВ Алексеевская, ОРУ-ПО кВ, ШР-110 кВ Т-2	ПС 110 кВ Алексеевская, ОРУ-ПО кВ, ШР-110 кВ Т-1	КТП-128 10 кВ, ввод 0,4 кВ Т	ВЛ-6 кВ ф. № 3 от яч. ф. 603 ПС 110 кВ Южная-6, ПКУ-6 кВ ВЛ-6 кВ ф. № 3	ВЛ-6 кВ ф. 606 от яч. ф. 606 ПС 110 кВ Саратовка-5, ПКУ-6 кВ ф. 606	ю
ТОЛ кл.т 0,2S Ктт = 400/5 рег. №47959-16	Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 50/5 рег. № 52667-13	тол кл.т 0,2S Ктт = 400/5 рег. №47959-16	ТФМ-110 кл.т 0,2 Ктт = 100/5 рег. № 16023-97	ТФМ-110 кл.т 0,2 Ктт = 100/5 рег. № 16023-97	ТШП кл.т 0,5S Ктт = 600/5 рег. №64182-16	ТОЛ-СВЭЛ кл.т 0,2S Ктт = 150/5 рег. № 42663-09	ТОЛ-СВЭЛ кл.т 0,2S Ктт = 200/5 рег. № 42663-09
ЗНОЛ-Об кл.т 0,5 Ктн = (6000/л/З )/(100/л/3 ) рег. № 3344-72	1	ЗНОЛ-Об кл.т 0,5 Ктн = (6000/л/З )/(100/л/3 ) рег. № 3344-72	НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктн = (110000/л/3)/(100/л/3) рег. № 14205-05	НКФ-110-57 кл.т 0,5 Ктн = (110000/л/3)/(100/л/3) рег. № 14205-05	1	ЗНОЛ(П)-СВЭЛ кл.т 0,2 Ктн = (6000/л/З )/(100/л/3 ) рег. № 67628-17	ЗНОЛ(П)-СВЭЛ кл.т 0,2 Ктн = (6000/л/З )/(100/л/3 ) рег. № 67628-17
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 per. № 36697-12	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 per. № 36697-12	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 per. № 36697-12	ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5 S/1,0 рег. № 27779-04	ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5 S/1,0 рег. № 27779-04	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 per. № 36697-12	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 per. № 36697-12	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 per. № 36697-12	'Vi
			УСВ-3
			рег. № 64242-16,					СЛ
			HP ProLiant DL360 Gen 9

<т>

РЭ

<т>

со

(Vi On

1	2	3	4	5	6
29	ПС 35 кВ Нефтяная-1, ввод 0,4 кВ ТСН-2	Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 50/5 рег. № 52667-13	-	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12	УСВ-3 рег. № 64242-16, HP ProLiant DL360 Gen 9
30	ПС 35 кВ Нефтяная-2, РУ-6 кВ, яч. 14	ТОЛ кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 47959-16	ЗНОЛ-06 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 3344-72	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12
31	ПС 35 кВ Нефтяная-2, ввод 0,4 кВ ТСН-1	Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 52667-13	-	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12
32	ПС 35 кВ Нефтяная-2, РУ-6 кВ, яч. 5	ТОЛ кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 47959-16	ЗНОЛ-06 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 3344-72	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12
33	ПС 35 кВ Нефтяная-2, ввод 0,4 кВ ТСН-2	Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 52667-13	-	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12
34	ПС 35 кВ Нефтяная-2, РУ-6 кВ, яч. 18	ТОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 6009-77	ЗНОЛ-06 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 3344-72	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-17
35	РП-6 кВ Степновские ГС, РУ-6 кВ, яч. 5	ТЛК10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 9143-83	НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-12
36	РП-6 кВ Степновские ГС, ввод 0,4 кВ ТСН-1	Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 50/5 рег. № 52667-13	-	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-17
37	РП-6 кВ Степновские ГС, РУ-6 кВ, яч. 8	ТЛК10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 9143-83	НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-17

4^ Lt\	-р. -р.	4^	-р*. ю		о	VO	00	-
BJI-6 кВ ф. 608 от яч. ф. 608 ПС 110 кВ Бобровка-3, ПКУ-6 кВ ВЛ-6 кВ ф. 608	ВЛ-6 кВ ф. 601 от яч. ф. 601 ПС 110 кВ Бобровка-4, ПКУ-6 кВ ВЛ-6 кВ ф. 601	ВЛ-1003 10 кВ, on. 3-00/1, КРУН-СВЛ-10 кВ	ВЛ-1002 10 кВ, оп. 2-02/2, ПКУ-10 кВ ВЛ-1002 10 кВ	ВЛ-1005 10 кВ, on. 5-00/1, ПКУ-10 кВ ВЛ-10 кВ ф. 1005	ТП 6 кВ № 6 ПНН Наливная, РУ-0,4 кВ, 2 СШ, ввод 0,4 кВ Т-2	ТП 6 кВ № 6 ПНН Наливная, РУ-0,4 кВ, 1 СШ, ввод 0,4 кВ Т-1	РП-6 кВ Степновские ГС, ввод 0,4 кВ ТСН-2	ю
ТОЛ-СВЭЛ кл.т 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 42663-09	ТОЛ-СВЭЛ кл.т 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 42663-09	ТОЛ 10-1 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 15128-03	ТОЛ-СВЭЛ кл.т 0,2S Ктт = 100/5 рег. № 42663-09	ТОЛ-НТЗ-Ю кл.т 0,2S Ктт = 100/5 рег. № 51679-12	ТШ-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 1500/5 рег. № 67928-17	ТШ-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 1500/5 рег. № 67928-17	Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 50/5 рег. № 52667-13
ЗНОЛ(П)-СВЭЛ кл.т 0,2 Ктн = (6000/л/з)/(100/л/з) рег. № 67628-17	ЗНОЛ(П)-СВЭЛ кл.т 0,2 Ктн = (6000/л/з)/(100/л/з) рег. № 67628-17	ЗНОЛП кл.т 0,5 Ктн = (10000/л/з)/(100/л/з) рег. №23544-02	ЗНОЛ(П)-СВЭЛ кл.т 0,2 Ктн = (10000/л/З )/(100/л/3 ) рег. № 67628-17	ЗНОЛП-НТЗ-Ю кл.т 0,2 Ктн = (10000/л/з)/(100/л/з) рег. № 51676-12	1	1	1	4^
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 per. № 36697-12	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 per. № 36697-12	ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5 S/1,0 рег. № 27779-04	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 per. № 36697-12	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 per. № 36697-17	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 per. № 36697-17	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 per. № 36697-17	СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 per. № 36697-17	'Vi
			УСВ-3
			per. № 64242-16,					СЛ
			HP ProLiant DL360 Gen 9

<т>

РЭ

<т>

со

Номер ИК	cos9	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		51(2)%,	55 %,	520 %,	5ю0 %,
		I1(2)% £ 1 изм< I5 %	I '-Л % 1Л НН и з 2 Л НН 2 о % ©х	I20 %£1изм<1100%	I100 %£1изм£1120%
1	2	3	4	5	6
1, 3 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,2S)	1,0	-	±1,8	±1,1	±0,9
	0,9	-	±2,4	±1,4	±1,1
	0,8	-	±2,9	±1,6	±1,3
	0,7	-	±3,5	±1,9	±1,4
	0,5	-	±5,4	±2,8	±2,0
2, 8, 10, 23, 27, 29, 31, 33, 36, 38 - 40 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,2S)	1,0	±1,8	±1,0	±0,8	±0,8
	0,9	±2,3	±1,4	±1,0	±1,0
	0,8	±2,9	±1,6	±1,2	±1,2
	0,7	±3,5	±1,9	±1,4	±1,4
	0,5	±5,3	±2,8	±1,9	±1,9
4, 6, 9, 34, 35, 37 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)	1,0	-	±1,9	±1,2	±1,0
	0,9	-	±2,4	±1,5	±1,3
	0,8	-	±3,0	±1,7	±1,4
	0,7	-	±3,6	±2,1	±1,6
	0,5	-	±5,5	±3,0	±2,3
5 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S)	1,0	±2,5	±1,6	±1,5	±1,5
	0,9	±2,7	±1,9	±1,7	±1,7
	0,8	±3,1	±2,1	±1,7	±1,7
	0,7	±3,7	±2,3	±1,9	±1,9
	0,5	±5,5	±3,0	±2,3	±2,3
7, 13 - 17, 43 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)	1,0	-	±2,2	±1,7	±1,6
	0,9	-	±2,8	±2,0	±1,8
	0,8	-	±3,2	±2,2	±1,9
	0,7	-	±3,8	±2,4	±2,1
	0,5	-	±5,6	±3,3	±2,6
11, 12 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)	1,0	±2,5	±1,7	±1,6	±1,6
	0,9	±2,8	±2,0	±1,8	±1,8
	0,8	±3,2	±2,2	±1,9	±1,9
	0,7	±3,8	±2,5	±2,1	±2,1
	0,5	±5,6	±3,3	±2,6	±2,6
18 - 22, 41, 42, 44, 45 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S)	1,0	±1,2	±0,8	±0,8	±0,8
	0,9	±1,3	±1,1	±0,9	±0,9
	0,8	±1,5	±1,1	±0,9	±0,9
	0,7	±1,6	±1,2	±1,0	±1,0
	0,5	±2,2	±1,4	±1,2	±1,2

1	2	3	4	5	6
26, 28, 30, 32 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)	1,0	±1,3	±1,0	±0,9	±0,9
	0,9	±2,0	±1,4	±1,1	±1,1
	0,8	±2,6	±1,6	±1,3	±1,3
	0,7	±3,3	±2,0	±1,5	±1,5
	0,5	±5,3	±3,0	±2,2	±2,2
24, 25 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)	1,0	-	±1,7	±1,5	±1,5
	0,9	-	±2,0	±1,7	±1,7
	0,8	-	±2,1	±1,8	±1,7
	0,7	-	±2,2	±1,9	±1,8
	0,5	-	±2,7	±2,2	±2,0
Номера измерительных каналов	cos9	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		51(2)%,	55 %,	520 %■,	5100 %■,
		I1(2)% £ 1 изм< I5 %	I '-Л % 1Л НН и з 2 Л НН 2 о % ©х	I20 %£1изм<1100%	I100 %£1изм£1120%
1	2	3	4	5	6
1, 3 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5)	0,9	-	±4,2	±3,8	±3,7
	0,8	-	±4,5	±3,7	±3,5
	0,7	-	±4,9	±3,8	±3,6
	0,5	-	±6,4	±4,3	±3,8
2, 8, 10, 23, 27, 29, 31, 33, 36, 38 - 40 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5)	0,9	±4,2	±3,7	±3,7	±3,7
	0,8	±4,5	±3,8	±3,5	±3,5
	0,7	±4,9	±4,0	±3,5	±3,5
	0,5	±6,3	±4,4	±3,8	±3,8
4, 6, 9, 34, 35, 37 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5)	0,9	-	±4,2	±3,8	±3,7
	0,8	-	±4,6	±3,7	±3,6
	0,7	-	±5,0	±3,9	±3,7
	0,5	-	±6,5	±4,4	±4,0
5 (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0)	0,9	±6,2	±3,5	±2,2	±2,0
	0,8	±5,5	±3,2	±2,2	±2,1
	0,7	±5,4	±3,2	±2,2	±2,2
	0,5	±6,5	±3,6	±2,6	±2,5
7, 13 - 17, 43 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,1)	0,9	-	±4,0	±2,4	±2,1
	0,8	-	±4,4	±2,6	±2,2
	0,7	-	±4,8	±2,8	±2,3
	0,5	-	±6,3	±3,6	±2,8
11, 12 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0)	0,9	±6,3	±3,6	±2,3	±2,1
	0,8	±5,5	±3,3	±2,3	±2,2
	0,7	±5,5	±3,3	±2,4	±2,3
	0,5	±6,6	±3,8	±2,9	±2,8

1	2	3	4	5		6
18 - 22, 41, 42, 44, 45 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5)	0,9	±3,7	±3,6	±3,6		±3,6
	0,8	±3,8	±3,6	±3,4		±3,4
	0,7	±3,8	±3,7	±3,4		±3,4
	0,5	±4,1	±3,8	±3,5		±3,5
26, 28, 30, 32 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5)	0,9	±4,0	±3,7	±3,7		±3,7
	0,8	±4,3	±3,8	±3,5		±3,5
	0,7	±4,8	±4,0	±3,6		±3,6
	0,5	±6,3	±4,6	±4,0		±4,0
24, 25 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Счетчик 1,0)	0,9	-	±3,5	±2,2		±2,0
	0,8	-	±3,6	±2,3		±2,0
	0,7	-	±3,7	±2,3		±2,1
	0,5	-	±4,0	±2,6		±2,3
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с					±5

Примечания:

1 Погрешность измерений электрической энергии 51(2)%P и 51(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.

2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).

3 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем указанные в настоящем описании типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

4 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия применения: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos9 - частота, Гц температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии: - для счетчиков реактивной энергии:	от 99 до 101 от 1 до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25 от +18 до +22
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos9, не менее - частота, Гц	от 90 до 110 от 1 до 120 0,5 от 49,6 до 50,4

1	2
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН	от -40 до +50
- для счетчиков	от +10 до +30
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более	0,5
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: - средняя наработка до отказа, ч, не менее счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № № 36697-12);	165000
- средняя наработка до отказа, ч, не менее счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-17);	220000
- средняя наработка до отказа, ч, не менее счетчики ПСЧ-4ТМ.05 (рег. № 27779-04);	90000
- средняя наработка до отказа, ч, не менее ИВК: - средняя наработка до отказа, ч, не менее	100000
Г лубина хранения информации счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12); - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,	114
счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-17); - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,	114
счетчики ПСЧ-4ТМ.05 (рег. № 27779-04); - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,	не менее 45
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- резервирование питания ИВК с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

- в журналах событий счетчиков и ИВК фиксируются факты:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

Наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчиков электроэнергии;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

Наличие защиты на программном уровне:

- пароль на счетчиках электроэнергии;

- пароль на ИВК;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
1	2	3
Трансформаторы тока	GIF 40,5	6
Трансформаторы тока	Т-0,66	24
Трансформаторы тока	ТЛК10	10
Трансформаторы тока	ТЛК10-5,6	6
Трансформаторы тока опорные	ТОЛ	12
Трансформаторы тока	ТОЛ 10-1	12
Трансформаторы тока	ТОЛ-10	2
Трансформаторы тока	ТОЛ-НТЗ-10	3
Трансформаторы тока	ТОЛ-СВЭЛ	24
Трансформаторы тока опорные	ТОП 0,66	3
Трансформаторы тока	ТФМ-110	6
Трансформаторы тока	ТШ-0,66	6
Трансформаторы тока	ТШЛ-СЭЩ	3
Трансформаторы тока шинные	ТШП	3
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ(П)-СВЭЛ	24
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ-06	15
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛП	3

Продолжение таблицы 5
1	2	3
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛП-НТЗ-10	3
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10	2
Трансформаторы напряжения	НАМИ-35 УХЛ1	2
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10	5
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10-2	1
Трансформаторы напряжения	НКФ-110-57	6
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ПСЧ-4ТМ.05	11
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	34
Устройство синхронизации времени	УСВ-3	1
Сервер БД	HP ProLiant DL360 Gen 9	1
ПО (комплект)	ПО «АльфаЦЕНТР»	1
Формуляр	СТПА.411711.СНГ01.ФО	1
Методика поверки	РТ-МП-5115-550-2018	1

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-5115-550-2018 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Саратовнефтегаз» (1-я очередь). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 06.04.2018 г.

Основные средства поверки:

- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;

- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08;

- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ-А, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22029-10;

- радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;

- термогигрометр ИВА-6, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46434-11.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе 2314/550-RA.RU.311703-2018 «Методика (методы) измерений количества электроэнергии с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Саратовнефтегаз» (1-я очередь)».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Саратовнефтегаз» (1-я очередь)

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения