Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК "Башнефть" III очередь. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК "Башнефть" III очередь

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК «Башнефть» III очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С50, СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации времени на базе ГЛОНАСС/ОРБ-приемника типа УСВ-2 (далее - УСВ-2).

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервера баз данных (далее - БД), УСВ-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для ИК, в состав которых входит УСПД, цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Для ИК, в состав которых не входит УСПД, цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде XML-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера баз данных настоящей системы.

В АИИС КУЭ реализована возможность информационного обмена XML-файлами установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности со следующими АИИС КУЭ:

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «БГК» (Рег. № 52559-13);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» (Рег. № 41171-09);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирская сетевая компания» (АИИС КУЭ ООО «БСК») (Рег. № 41792-09);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» пятая очередь (Рег. № 61245-15);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОРЕСУРС» (Рег. № 59752-15);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НижегородЭнергоТрейд» (ООО «ЗПИ «Альтернатива») (Рег. № 59288-14);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по ЛПДС «Андреевка» (Рег. № 55274-13);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объекту ППС «Чекмагуш» (Рег. № 54861-13);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по объекту ЛПДС «Нурлино» (Рег. № 62201-15);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по объекту ЛПДС «Языково» (Рег. № 60250-15);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по ЛПДС «Черкассы», ЛПДС «Субханкулово», ЛПДС «Языково», ЛПДС «Салават», БПО (Рег. № 55227-13);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Башкортостан (Рег. № 61810-15);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «Оренбургэнергосбыт» (Рег. № 55829-13);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОРЭ ООО «Энергетическая сбытовая компания Башкортостана» (Рег. № 58406-14);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тюменская энергосбытовая компания» (Рег. № 56762-14);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тюменская энергосбытовая компания» с Изменением № 1 (Рег. № 56762-15);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» (АИИС КУЭ ОАО «ННП») для оптового рынка электроэнергии (Рег. № 58234-14);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Газпром нефтехим Салават» (Рег. № 62674-15);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПГУ-410Т г. Салават (Рег. № 62227-15);

-    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ» (Рег. № 39615-08).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее -СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСВ-2. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени УСВ-2 составляет не более ±10 мкс. Сервер БД, расположенный в центре сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) ПАО АНК «Башнефть», периодически (не реже чем 1 раз в 1 час) сравнивает свое системное время с УСВ-2, корректировка часов сервера БД осуществляется независимо от наличия расхождения. Часы серверов БД, расположенных в ЦСОИ НГДУ «Арланнефть», НГДУ «Ишимбайнефть», НГДУ «Туймазанефть», НГДУ «Чекмагушнефть» и НГДУ «Уфанефть», синхронизированы по времени с часами сервера БД, расположенного в ПАО АНК «Башнефть», сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождения.

Для ИК, в состав которых не входит УСПД, сличение показаний часов счетчиков и сервера БД, расположенного в ЦСОИ НГДУ, производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов осуществляется независимо от наличия расхождения, но не чаще 1 раза в сутки

Для ИК, в состав которых входит УСПД без подключенного к нему УСВ-2, сличение показаний часов УСПД и сервера БД, расположенного в ЦСОИ НГДУ, происходит каждый сеанс связи, коррекция часов УСПД производится независимо от наличия расхождения. Абсолютная погрешность измерений времени УСПД составляет ±1,5 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками.

Корректировка часов счетчиков осуществляется при наличии расхождения более ±3 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Для ИК, в состав которых входит УСПД с подключенным к нему УСВ-2, сличение показаний часов УСПД и УСВ-2, происходит каждый сеанс связи, коррекция часов УСПД производится независимо от наличия расхождения. Абсолютная погрешность измерений времени УСПД составляет ±1,5 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков осуществляется при наличии расхождения более ±3 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность хода часов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, УСПД, сервера БД отражаются в журналах событий.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО.

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационные наименования модулей ПО

CalcClients.dll; CalcLeakage.dll; CalcLosses.dll; Metrology.dll; ParseBin.dll; ParseIEC.dll; ParseModbus.dll; ParsePiramida.dll; SynchroNSI.dll; VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3.0

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы 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 электрической энергии и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

о,

ме

о

к

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид

электроэнергии

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

НГДУ Арланнефть

1

ЗРУ-6 кВ «Кирпичный завод» от опоры № 4 ф. № 11 ПС «Арлан» 110/35/6 кВ

ТЛК10-5 300/5 Кл. т. 0,5

ЗНОЛ-06

6000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

2

ЗРУ-6 кВ «Кирпичный завод» от опоры № 4 ф. № 19 ПС «Можары» 110/35/6 кВ

ТЛК10-5 300/5 Кл. т. 0,5

ЗНОЛ-06

6000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

3

ПС «Буй» 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, 1 СШ, яч. № 6, ф. 6

АВК 10 200/5 Кл. т. 0,5

НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С70

активная

реактивная

4

ПС «Буй» 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, 2 СШ, яч. № 14, ф. 14

АВК 10 300/5 Кл. т. 0,5

НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С70

активная

реактивная

5

ПС «СУН-7» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1

АВК 10 600/5 Кл. т. 0,5

VSK I 10b

6000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

6

ПС «СУН-7» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т2

АВК 10 600/5 Кл. т. 0,5

VSK I 10b

6000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

7

ПС «СУН-7» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1

ТОП-0,66 100/5 Кл. т. 0,5

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

8

ПС «СУН-7» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2

ТК-20 100/5 Кл. т. 0,5

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

9

ПС «Хмелевка» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1

ТПЛ-10

400/5 Кл. т. 0,5

ЗНОЛ-06

6000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С70

активная

реактивная

10

ПС «Хмелевка» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т2

ТПЛ-10

400/5 Кл. т. 0,5

ЗНОЛ-06

6000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С70

активная

реактивная

11

ПС «Хмелевка» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1

ТОП-0,66 100/5 Кл. т. 0,5

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С70

активная

реактивная

12

ПС «Хмелевка» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2

ТК-20

50/5 Кл. т. 0,5

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С70

активная

реактивная

13

ПС «Чангакуль» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1

ТОЛ 10

600/5 Кл. т. 0,5

ЗНОЛ-06

6000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

14

ПС «Чангакуль» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т2

ТОЛ 10

600/5 Кл. т. 0,5

ЗНОЛ-06

6000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

15

ПС «Чангакуль» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1

ТК-20

50/5 Кл. т. 0,5

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

16

ПС «Чангакуль» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2

ТОП-0,66 50/5 Кл. т. 0,5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

17

ПС «Восточная» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1

ТЛМ-10 800/5 Кл. т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

18

ПС «Восточная» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН

ТОП-0,66 50/5 Кл. т. 0,5

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

19

ПС «БКНС-5» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1

АВК 10 600/5 Кл. т. 0,5

VSK I 10b

6000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

20

ПС «БКНС-5» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН

ТОП-0,66 100/5 Кл. т. 0,5

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

21

ПС «КНС-15» 35/6 кВ, РУ-6 кВ, СШ-6 кВ, яч. № 6

ТПЛ-10

75/5 Кл. т. 0,5

НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

22

РВНО-2В1608 6 кВ отпайки на опоре № 59 ВЛ-6 кВ ф. № 8 ПС «Редькино» 110/35/6 кВ

ТПЛ-10

300/5 Кл. т. 0,5

НТМИ 6000/100 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

23

ПС «КНС-26» 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, 1 СШ, яч. № 8

ТПЛМ-10

ТПЛ-10с

75/5 Кл. т. 0,5

НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

24

РВНО-8 6 кВ отпайки на опоре № 51 ВЛ-6 кВ ф. № 20 ПС «Ташкиново» 110/6 кВ

ТЛК-10 75/5 Кл. т. 0,5

ЗНОЛП-6

6000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

25

ПС «Совхозная» 35/10 кВ, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Кубиязы-Бияваш 2ц.

ТФЗМ-35Б-1У1

300/5 Кл. т. 0,5

ЗНОМ-35-65

35000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

НГДУ Ишимбайнефть

26

ПС «Мияки-Тамак» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1

ТПЛ-10 150/5 Кл. т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

27

ПС «Мияки-Тамак» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т2

ТПЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

28

ПС «Мияки-Тамак» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1

Т-0,66 М У3 200/5 Кл. т. 0,5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

29

ПС «Мияки-Тамак» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2

ТТЭ-30 150/5 Кл. т. 0,5S

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

30

ПС «Чураево» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1

АВК 10 600/5 Кл. т. 0,5

VSK I 10b

6000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

31

ПС «Чураево» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т2

АВК 10 600/5 Кл. т. 0,5

VSK I 10b

6000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

32

ПС «Чураево» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1

Т-0,66 М У3 200/5 Кл. т. 0,5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

33

ПС «Чураево» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2

Т-0,66 М У3 200/5 Кл. т. 0,5

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

34

КРУ-10 кВ Реклоузер отпайки на опоре № 94 ВЛ-10 кВ ф. № 14 ПС «Ермекеево» 110/35/10 кВ

ТОЛ-10-I

200/5 Кл. т. 0,5

ЗНОЛП

10000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

35

ПС «Уязы-Тамак» 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. № 4, ф. 37-03

ТПЛ-10

200/5 Кл. т. 0,5

НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

СЕ 304 Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

активная

реактивная

36

ПС «Уязы-Тамак» 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. № 3, ф. 37-08

ТПЛ-10

200/5 Кл. т. 0,5

НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

СЕ 304 Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

активная

реактивная

37

ПС «Булат» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1

АВК 10 600/5 Кл. т. 0,5

VSK I 10b

6000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

38

ПС «Булат» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1

ТОП-0,66 100/5 Кл. т. 0,5

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

39

ПС «Карагай» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1

ТЛК10-6 800/5 Кл. т. 0,5

НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

40

ПС «Карагай» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т2

ТЛК10-6 800/5 Кл. т. 0,5

НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

41

ПС «Карагай» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1

ТШП-0,66 200/5 Кл. т. 0,5

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

42

ПС «Карагай» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2

ТШП-0,66 200/5 Кл. т. 0,5

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

43

ПС «Михайловка» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1

IMZ

600/5 Кл. т. 0,5

НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

44

ПС «Михайловка» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН

ТОП-0,66 150/5 Кл. т. 0,5

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

НГДУ Чекмагушнефть

45

ПС «Илишево» 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, 1 СШ, яч. № 5, ф. 5

АВК 10 200/5 Кл. т. 0,5

НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

СЕ 304 Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

активная

реактивная

46

ПС «Илишево» 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, 2 СШ, яч. № 15, ф. 15

АВК 10 200/5 Кл. т. 0,5

НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2

СЕ 304 Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

активная

реактивная

47

ПС «Илишево» 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, 2 СШ, яч. № 16, ф. 16

АВК 10 100/5 Кл. т. 0,5

НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2

СЕ 304 Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

активная

реактивная

48

ПС «Илишево» 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, 2 СШ, яч. № 18, ф. 18

АВК 10 100/5 Кл. т. 0,5

НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2

СЕ 304 Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

активная

реактивная

49

ПС «Аккузево» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1

ТВЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5

НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2

СЕ 304 Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

активная

реактивная

50

ПС «Аккузево» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1

ТОП-0,66 200/5 Кл. т. 0,5

-

СЕ 304 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С70

активная

реактивная

51

КТП 10/0,4 кВ № 0308, Ввод 0,4 кВ Т1, фидер 234 от ПС «Байталы»

ТШП-0,66 200/5 Кл. т. 0,5

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

НГДУ Уфанефть

52

ПС «Башнефть» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1

ТОЛ-СЭЩ-10

800/5 Кл. т. 0,5

НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С50

активная

реактивная

53

ПС «Башнефть» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т2

ТОЛ-СЭЩ-10

800/5 Кл. т. 0,5

НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С50

активная

реактивная

54

ПС «Башнефть» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1

ТОП-0,66 200/5 Кл. т. 0,5

-

ПСЧ-4ТМ.05М.05 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

55

ПС «Башнефть» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2

ТОП-0,66 200/5 Кл. т. 0,5

-

ПСЧ-4ТМ.05М.05 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С50

активная

реактивная

56

ПС «Башнефть» 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. № 4, ф. 4

ТЛК10-6 50/5 Кл. т. 0,5

НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С50

активная

реактивная

57

ПС «Башнефть» 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. № 5, ф. 5

ТОЛ-СЭЩ-10

400/5 Кл. т. 0,5

НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С50

активная

реактивная

58

ПС «Башнефть» 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ, яч. № 10, ф. 10

ТОЛ-СЭЩ-10

300/5 Кл. т. 0,5

НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С50

активная

реактивная

59

ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 1 СШ, ф. № 1

ТФЗМ 35А-ХЛ1 400/5 Кл. т. 0,5

ЗНОМ-35-65

35000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

активная

реактивная

60

ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 1 СШ ф. № 2

ТФЗМ 35А-ХЛ1 200/5 Кл. т. 0,5

ЗНОМ-35-65

35000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

ЕА05ЯЬ Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С70

активная

реактивная

61

ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 1 СШ ф. № 3

GIF 40,5 400/5 Кл. т. 0,2S

ЗНОМ-35-65

35000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

ЕА05ЯЬ Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С70

активная

реактивная

62

ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 1 СШ ф. № 4

ТФЗМ 35А-ХЛ1 200/5 Кл. т. 0,5

ЗНОМ-35-65

35000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

активная

реактивная

63

ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 2 СШ ф. № 5

ТФЗМ 35А-ХЛ1 200/5 Кл. т. 0,5

ЗНОМ-35-65

35000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/0,5

СИКОН С70

активная

реактивная

64

ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 2 СШ ф. № 6

ТФЗМ 35А-ХЛ1 200/5 Кл. т. 0,5

ЗНОМ-35-65

35000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С70

активная

реактивная

65

ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 2 СШ ф. № 7

GIF 40,5 400/5 Кл. т. 0,2S

ЗНОМ-35-65

35000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

ЕА05ЯЬ Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С70

активная

реактивная

66

ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 2 СШ ф. № 8

ТФЗМ 35А-ХЛ1 200/5 Кл. т. 0,5

ЗНОМ-35-65

35000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

ЕА05ЯЬ Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С70

активная

реактивная

67

ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1

ТШП-0,66 300/5 Кл. т. 0,5S

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С70

активная

реактивная

68

ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2

ТШП-0,66 300/5 Кл. т. 0,5S

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С70

активная

реактивная

69

ПС «ДНС-2» Магма 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ, яч. № 18

АВК 10 150/5 Кл. т. 0,5

UMZ 6000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

Метрологические характеристики ИК

Границы интервала

Границы интервала

относительной

относительной

основной

погрешности измерений в

погрешности

рабочих условиях

Номер ИК

Диапазон тока

измерений,

соответствующие

эксплуатации,

соответствующие

Р

и

т

с

о

н

т

я

о

р

е

в

=0,95

вероятности Р=0,95 (±5),

(±5), %

%

cos ф

cos ф

cos ф

cos ф

cos ф

cos ф

= 1

= 0,8

= 0,5

= 1

= 0,8

= 0,5

1-6; 9; 10; 13; 14; 17; 19; 21-27; 30; 31; 34; 37; 39; 40; 43; 64

1,0

1,4

2,3

1,7

2,2

2,9

0,2Iн1<I1<Iн1

1,2

1,7

3,0

1,8

2,4

3,5

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S)

0,05!н1<!1<0,2!н1

1,8

2,9

5,4

2,3

3,4

5,7

7; 8; 11; 12; 15; 16; 18;

0,8

1,1

1,9

1,6

2,1

2,6

20; 28; 32; 33; 38; 41; 42; 44; 51; 54; 55

0,2Iн1<I1<Iн1

1,0

1,5

2,7

1,7

2,3

3,2

(ТТ 0,5; Сч 0,5S)

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

1,7

2,8

5,3

2,2

3,3

5,6

29; 67; 68

0,8

1,1

1,9

1,6

2,1

2,6

0,2Iн1<I1<Iн1

0,8

1,1

1,9

1,6

2,1

2,6

(ТТ 0,5S; Сч 0,5S)

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

1,0

1,5

2,7

1,7

2,3

3,2

0,01Iн1<I1<0,2Iн1

2,0

2,9

5,4

2,6

3,4

5,6

35; 36; 45

Iн1<I1<1,2Iн1

0,9

1,2

2,2

1,1

1,5

2,3

0,2Iн1<I1<Iн1

1,1

1,6

2,9

1,2

1,8

3,0

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S)

0,1Iн1<I1<0,2Iн1

1,8

2,8

5,4

1,9

2,9

5,5

0,05Iн1<I1<0,1Iн1

1,8

2,9

5,4

1,9

3,0

5,5

46-49

Iн1<I1<1,2Iн1

0,7

1,1

1,9

0,9

1,3

2,1

0,2Iн1<I1<Iн1

0,9

1,5

2,7

1,1

1,7

2,8

(ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,2S)

0,1Iн1<I1<0,2Iн1

1,7

2,8

5,3

1,8

2,9

5,3

0,05Iн1<I1<0,1Iн1

1,7

2,8

5,3

1,8

2,9

5,4

50

Iн1<I1<1,2Iн1

0,8

1,1

1,9

1,6

2,1

2,6

0,2Iн1<I1<Iн1

1,0

1,5

2,7

1,7

2,3

3,2

(ТТ 0,5; Сч 0,5S)

0,1Iн1<I1<0,2Iн1

1,7

2,8

5,3

2,2

3,3

5,6

0,05Iн1<I1<0,1Iн1

1,7

2,9

5,4

2,2

3,4

5,6

52; 53; 56-59; 62; 69

Iн1<I1<1,2Iн1

0,9

1,2

2,2

1,1

1,5

2,3

0,2Iн1<I1<Iн1

1,1

1,6

2,9

1,2

1,8

3,0

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S)

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

1,8

2,8

5,4

1,9

2,9

5,5

60; 63; 66

Iн1<I1<1,2Iн1

1,0

1,4

2,3

1,7

2,2

2,9

0,2Iн1<I1<Iн1

1,2

1,7

3,0

1,8

2,4

3,5

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S)

0,1Iн1<I1<0,2Iн1

1,8

2,9

5,4

2,3

3,4

5,7

0,05Iн1<I1<0,1Iн1

1,8

3,0

5,5

2,3

3,5

5,8

61; 65

Iн1<I1<1,2Iн1

0,9

1,1

1,5

1,6

2,0

2,3

0,2Iн1<I1<Iн1

0,9

1,1

1,5

1,6

2,0

2,3

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5S)

0,1Iн1<I1<0,2Iн1

0,9

1,1

1,7

1,6

2,1

2,4

0,05Iн1<I1<0,1Iн1

0,9

1,4

1,9

1,6

2,3

2,6

0,01Iн1<I1<0,05Iн1

1,5

1,7

2,5

2,3

2,5

3,0

Метрологические характеристики ИК

Границы интервала относительной

Границы интервала относительной

Номер ИК

Диапазон тока

основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), %

измерений в рабочих условиях эксплуатации,

соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), %

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1

2

3

4

5

6

1-6; 17; 9; 10; 13; 14; 19; 21-27; 30; 31; 34; 37; 39; 40; 43

2,1

1,5

4,0

3,8

0,2Iн1<I1<Iн1

2,6

1,8

4,3

3,9

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)

0,05!н1<!1<0,2!н1

4,4

2,7

5,6

4,4

7; 8; 11; 12; 15; 16; 18;

1,8

1,3

3,9

3,7

20; 28; 32; 33; 38; 41; 42; 44; 51; 54; 55

0,2Iн1<I1<Iн1

2,4

1,6

4,2

3,8

(ТТ 0,5; Сч 1,0)

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

4,3

2,6

5,5

4,3

29; 67; 68

1,8

1,3

3,9

3,7

0,2Iн1<I1<Iн1

1,8

1,3

3,9

3,7

(ТТ 0,5S; Сч 1,0)

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

2,4

1,6

4,2

3,8

0,02Iн1<I1<0,2Iн1

4,5

2,9

5,7

4,5

35; 36; 45

1,9

1,2

2,6

2,1

0,2Iн1<I1<Iн1

2,4

1,5

3,0

2,3

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5)

0,1Iн1<I1<0,2Iн1

4,3

2,5

4,7

3,1

0,05Iн1<I1<0,1Iн1

4,4

2,7

4,8

3,2

46-49

1,6

1,1

2,4

2,1

0,2Iн1<I1<Iн1

2,3

1,4

2,9

2,2

(ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5)

0,1Iн1<I1<0,2Iн1

4,3

2,5

4,6

3,0

0,05Iн1<I1<0,1Iн1

4,3

2,6

4,7

3,1

50

Iн1<I1<1,2Iн1

1,8

1,3

3,9

3,7

0,2Iн1<I1<Iн1

2,4

1,6

4,2

3,8

(ТТ 0,5; Сч 1,0)

0,1Iн1<I1<0,2Iн1

4,3

2,6

5,5

4,3

0,05Iн1<I1<0,1Iн1

4,5

2,9

5,7

4,5

52; 53; 56-59; 62; 69

1,8

1,2

2,0

1,5

0,2Iн1<I1<Iн1

2,4

1,5

2,6

1,7

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5)

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

4,4

2,6

4,6

2,8

60; 66

Iн1<I1<1,2Iн1

2,1

1,5

4,0

3,8

0,2Iн1<I1<Iн1

2,6

1,8

4,3

3,9

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)

0,1Iн1<I1<0,2Iн1

4,4

2,7

5,6

4,4

0,05Iн1<I1<0,1Iн1

4,6

3,0

5,8

4,5

1,6

1,3

3,8

3,7

61; 65

0,2Iн1<I1<Iн1

1,6

1,3

3,8

3,7

0,1Iн1<I1<0,2Iн1

1,7

1,4

3,8

3,7

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 1,0)

0,05Iн1<I1<0,1Iн1

2,1

1,9

4,0

3,9

0,02Iн1<I1<0,05Iн1

2,5

2,1

4,2

4,0

63

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5)

1,8

1,2

2,0

1,5

0,2Iн1<I1<Iн1

2,4

1,5

2,6

1,7

0,1Iн1<I1<0,2Iн1

4,4

2,5

4,5

2,7

0,05Iн1<I1<0,1Iн1

4,4

2,6

4,6

2,8

64

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)

2,1

1,5

2,7

2,3

0,2Iн1<I1<Iн1

2,6

1,8

3,2

2,5

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

4,7

2,9

5,5

3,8

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

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

3    Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,5; 0,8; 1 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 35 °С.

4    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до101

- ток, % от ^

1- до 120

- коэффициент мощности cosj

0,9

- температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от ^

от 1 до 120

- коэффициент мощности cosj

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, °С

от -40 до +55

- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С

от -10 до +50

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

- СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08)

140000

- СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12)

165000

- ПСЧ-4ТМ.05М

140000

- ПСЧ-4ТМ.05МК

165000

- СЕ 304

120000

- СЭТ-4ТМ.03

90000

- ЕА05

80000

- СЭТ-4ТМ.02

90000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

УСПД:

СИКОН С70

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

СИКОН С50

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСВ:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

СЭТ-4ТМ.03М; ПСЧ-4ТМ.05М; ПСЧ-4ТМ.05МК; СЭТ-4ТМ.03;

СЭТ-4ТМ.02

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

113

- при отключении питания, лет, не менее

10

СЕ 304

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

330

- при отключении питания, лет, не менее

10

ЕА05

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

169

- при отключении питания, лет, не менее

5

УСПД:

- График средних мощностей за интервал 30 мин, суток

45

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания УСПД, сервера с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

-    журнал ИВК:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и ИВК;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована);

-    о состоянии средств измерений.

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК «Башнефть» III очередь типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег. №

Количество, шт.

Трансформаторы тока

ТЛК10-5,6

9143-01

10

Трансформаторы тока

АВК 10

47171-11

30

Трансформаторы тока

ТОП-0,66

15174-06

12

Трансформаторы тока

ТК-20

1407-60

9

Трансформаторы тока

ТПЛ-10

1276-59

16

Трансформаторы тока

ТОЛ 10

7069-79

4

Трансформаторы тока

ТОП-0,66

47959-11

18

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

2473-69

2

Трансформаторы тока

ТПЛМ-10

2363-68

1

Трансформаторы тока

ТПЛ-10с

29390-10

1

Трансформаторы тока

ТЛК-10

9143-83

2

Трансформаторы тока

ТФЗМ-35Б-1У1

3689-73

2

Трансформаторы тока

Т-0,66 М У3

36382-07

9

Трансформаторы тока

ТТЭ-30

32501-08

3

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-I

15128-07

2

Трансформаторы тока

ТШП-0,66

15173-06

12

Трансформаторы тока

IMZ

16048-97

2

Трансформаторы тока

ТВЛМ-10

1856-63

2

Трансформаторы тока

ТШП-0,66

47957-11

3

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-06

10

Трансформаторы тока

ТФЗМ 35А-ХЛ1

26418-08

12

Трансформаторы тока

GIF 40,5

30368-10

4

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-06

3344-72

18

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10-2 УХЛ2

16687-07

9

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10

16687-97

1

Трансформаторы напряжения

VSK I 10b

47172-11

18

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ

831-53

1

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-6

46738-11

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-35-65

912-07

1

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-35-65

912-70

8

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП

23544-07

3

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

11094-87

2

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

20186-05

1

Трансформаторы напряжения

UMZ

16047-97

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

11

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М

36355-07

29

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК

46634-11

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

1

Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные

СЕ 304

31424-07

8

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

9

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ЕвроАльфа (ЕА)

16666-07

4

Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока, статические, многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02

20175-01

1

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

28822-05

6

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С50

28523-05

8

Устройства синхронизации времени

УСВ-2

41681-10

10

Программное обеспечение

Пирамида 2000

-

1

Методика поверки

-

-

1

Паспорт-формуляр

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 65743-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК «Башнефть» III очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «МетроСервис» в ноябре 2016 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющемуся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованному с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 4 декабря 2007 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по документу ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющемуся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» марта 2011 г.;

-    счетчиков СЕ 304 - по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные СЕ 304. Методика поверки» ИНЕС.411152.064 Д1, утвержденному ФГУП ВНИИМС в 2006 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124.РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    счетчиков ЕвроАльфа (ЕА) - по документу «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02.

Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованной с ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;

-    СИКОН С50 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С50. Методика поверки ВЛСТ 198.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

-    СИКОН С70 - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным ВНИИМС в 2005 г.;

-    УСВ-2 - в соответствии с документом ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Рег. № 46656-11);

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;

-    термогигрометр «Ива-6А-Д»: диапазон измерений температуры от минус 20 °С до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 % до 98 %, дискретность 0,1 %;

-    Измеритель акустический многофункциональный ЭКОФИЗИКА: диапазон измерений магнитной индукции от 0,005 до 5 мТл.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК «Башнефть» III очередь (АИИС КУЭ ПАО АНК «Башнефть» III очередь), аттестованной АО ГК «Системы и технологии», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК «Башнефть» III 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.

Развернуть полное описание