73876-19: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТПП "ЛУКОЙЛ - Ухтанефтегаз" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТПП "ЛУКОЙЛ - Ухтанефтегаз"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 73876-19
Производитель / заявитель: ЗАО "Энергометрология", г.Москва
Скачать
73876-19: Описание типа СИ Скачать 124.6 КБ
73876-19: Методика поверки МП 26.51.43-49-7714348389-2018 Скачать 1 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТПП "ЛУКОЙЛ - Ухтанефтегаз" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТПП «ЛУКОЙЛ - Ухтанефтегаз» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 73876-19
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТПП "ЛУКОЙЛ - Ухтанефтегаз"
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 2
Производитель / Заявитель

ООО "Энергометрология", г.Москва

РОССИЯ

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

73876-19: Описание типа СИ Скачать 124.6 КБ
73876-19: Методика поверки МП 26.51.43-49-7714348389-2018 Скачать 1 MБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТПП «ЛУКОЙЛ - Ухтанефтегаз» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую 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, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й уровень - измерительно - вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД-2) RTU-325, каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс HP ProLiant ML370 (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД), устройство сбора и передачи данных (УСПД-1) RTU-327, локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «Альфа ЦЕНТР», 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 из мерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт*ч.

На уровне ИВКЭ УСПД-2 по проводным линиям связи, каналам радиосвязи и GSM считывает значения мощностей и текущие показания счетчиков. Результаты поступают на вход УСПД-1 уровня ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и хранение измерительной информации.

ИВК, с периодичностью один раз в 30 минут, по сети Ethernet (основной канал) или по сети GSM (резервный канал) через коммутатор опрашивает УСПД-1 уровня ИВК и считывает с него получасовые значения электроэнергии, показания счетчиков на 0 часов, энергию за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных АИИС КУЭ. Далее 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 времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) со встроенным GPS-приемником. В СОЕВ входят: УССВ, счетчики электроэнергии, УСПД-1, УСПД-2, ИВК.

Сравнение показаний часов УСПД-1 от УССВ происходит 1 раз в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД-1 и УССВ на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД-1 с УСПД-2 и ИВК происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов устройств сбора и передачи данных и ИВК на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД-2 происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД-2 на величину более чем ±2 с.

Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа ЦЕНТР» (версия не ниже 15.07.04). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные признаки программного обеспечения

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование модуля ПО

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.1

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F38O863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование измерительного канала

Состав измерительного канала

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии

УСПД-1 /

УСПД-2 /

УССВ /

ИВК

1

2

3

4

5

6

1

ПС 110/35/6 кВ "Нижний Одес" ЗРУ-6кВ яч.24

ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6-66 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 831-53

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

RTU-327 Рег. № 41907-09, RTU-325 Рег. № 37288-08, / УССВ-35HVS, / HP ProLiant ML370

2

ПС 110/35/6 кВ "Нижний Одес" ЗРУ-6кВ яч.22

ТВЛМ-10 300/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6-66 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 831-53

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

3

ПС 110/35/6 кВ "Нижний Одес" ЗРУ-6кВ яч.3

ТВЛМ-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63

НАМИ-10 6000/100 КТ 0,2 Рег. № 11094-87

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

4

ПС 110/35/6 кВ "Нижний Одес" ЗРУ-6кВ яч.4

ТВЛМ-10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63

НАМИ-10 6000/100 КТ 0,2 Рег. № 11094-87

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

5

ПС 110/35/6 кВ "Нижний Одес" ЗРУ-6кВ яч.8

ТПЛ-10 300/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59

НАМИ-10 6000/100 КТ 0,2 Рег. № 11094-87

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

6

ПС 110/35/6 кВ "Нижний Одес" ЗРУ-6кВ яч.9

ТВЛМ-10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63

НАМИ-10 6000/100 КТ 0,2 Рег. № 11094-87

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

7

ПС 110/35/6 кВ "Нижний Одес" ЗРУ-6кВ яч.18

ТВЛМ-10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 831-53

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

8

ПС 110/35/6 кВ "Нижний Одес" ЗРУ-6кВ яч.19

ТВЛМ-10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 831-53

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

9

ПС 35/6 кВ №505 "Нижний Одес" ЗРУ-6 кВ яч.2

АВК-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 47171-11

VSK-I-10b 6000:^3/100:^3

КТ 0,5 Рег. № 47172-11

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

1

2

3

4

5

6

10

ПС 35/6 кВ № 505 "Нижний Одес" ТСН ввод 0,23 кВ РУ-0,23 кВ

ТОП-0,66 100/5, КТ 0,5S Рег. № 40110-08

-

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

RTU-327 Рег. № 41907-09, RTU-325 Рег. № 37288-08, / УССВ-35HVS, / HP ProLiant ML370

11

ПС 35/6 кВ № 505 "Нижний Одес" ЗРУ-6 кВ яч. 4

АВК-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 47171-11

VSK-I-10b 6000:^3/100:^3

КТ 0,5 Рег. № 47172-11

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

12

ПС 35/6 кВ № 505 "Нижний Одес" ЗРУ-6 кВ яч. 5

АВК-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 47171-11

VSK-I-10b 6000:^3/100:^3

КТ 0,5 Рег. № 47172-11

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

13

ПС 35/6 кВ №580 "Джьер" ЗРУ-6 кВ 2 С.Ш. яч. 12

ТВЛМ-10 50/5, КТ 0,5S Рег. № 1856-63

НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

14

ПС 35/6 кВ № 580 "Джьер" ЗРУ-6 кВ 2 С.Ш. яч. 4

ТВЛМ-10 100/5, КТ 0,5S Рег. № 1856-63

НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

15

ПС 35/6 кВ №580 "Джьер" ЗРУ-6 кВ 1 С.Ш. яч. 1

ТВЛМ-10 50/5, КТ 0,5S Рег. № 1856-63

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 831-53

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

16

ПС 35/6 кВ № 580 "Джьер" ЗРУ-6 кВ 1 С.Ш. яч. 3

ТВЛМ-10 50/5, КТ 0,5S Рег. № 1856-63

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 831-53

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

17

ПС35/6кВ № 503 "ДНС-2" Т-2 ввод 6кВ ЗРУ-6 кВ

АВК-10А 600/5, КТ 0,5 Рег. № 47171-11

ЗНОЛ-ЭК 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 68841-17

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

18

ПС 35/6кВ № 503 "ДНС-2" ввод 0,23 кВ от ТСН-2

ТОП-0,66 100/5, КТ 0,5S Рег. № 40110-08

-

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

19

ПС 35/6кВ № 502 "ГНСП-З" ввод 6 кВ ЗРУ-6 кВ

IMZ 10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 16048-04

НТМИ-6-66 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 831-53

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

1

2

3

4

5

6

20

ПС 35/6кВ № 502 "ГНСП-З" ТСН ввод 0,23 кВ РУ-0,23 кВ

ТОП-0,66 100/5, КТ 0,5S Рег. № 40110-08

-

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

RTU-327 Рег. № 41907-09, RTU-325 Рег. № 37288-08, / УССВ-35HVS, / HP ProLiant ML370

21

ПС 35/6 кВ № 506 "Расью" ЗРУ-6 кВ яч. 2 ввод 6 кВ

АВК-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 47171-11

VSK-I-10b 6000:^3/100:^3

КТ 0,5 Рег. № 47172-11

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

22

ПС 35/6 кВ № 506 "Расью" ТСН ввод 0,23 кВ РУ-0,23 кВ

ТОП-0,66 100/5, КТ 0,5S Рег. № 40110-08

-

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

23

ПС 35/6кВ № 504 "ДНС-3" Т-1 ввод 6 кВ ЗРУ-6 кВ

ТЛК-СТ-10-5(2.1) 600/5, КТ 0,5S Рег. № 58720-14

ЗНОЛ.06-6 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 46738-11

A1805RALX-P4GB-DW-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

24

ПС 35/6кВ № 504 "ДНС-3" ЩСН-0,4 кВ ЗРУ 6 кВ ТСН яч.З

ТОП-0,66 150/5, КТ 0,5 Рег. № 40110-08

-

A1805RALX-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

25

ПС 110/20/10 кВ "Усть-Цильма" ЗРУ-10 кВ яч. 3

ТЛО-10 200/5, КТ 0,5S Рег. № 25433-03

НТМИ-10-66 10000/100

КТ 0,5 Рег. № 831-69

A1805RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

26

ПС 110/10 "Щельяюр" ЗРУ-10 кВ яч. 3

ТЛМ-10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-00

НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

27

ВРУ-0,4 кВ (КТП № 59) Промбазы Щель- яюр ЦДНГ-5

Т-0,66 М УЗ/II 200/5, КТ 0,5 Рег. № 50733-12

-

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

28

ПС 110/10 кВ "Чикшино" ЗРУ-10 кВ яч. 19

ТЛМ-10 150/5, КТ 0,5 Рег. № 48923-12

НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

29

ПС 110/10 кВ "Чикшино" ЗРУ-10 кВ яч. 24

ТЛМ-10 150/5, КТ 0,5 Рег. № 48923-12

НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

1

2

3

4

5

6

30

ПС 110/35/6 кВ "Кыртаель" ОРУ-110 кВ ввод Т-2 (ВЛ-127)

TG 145N 200/5, КТ 0,2S Рег. № 15651-12

СРВ 123 110000:^3/100:^3

КТ 0,2 Рег. № 47179-11

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

RTU-327 Рег. № 41907-09, RTU-325 Рег. № 37288-08, / УССВ-35HVS, / HP ProLiant ML370

31

ПС 110/35/6 кВ "Кыртаель" ОРУ-110 кВ ввод Т-1 (ВЛ-128)

TG 145N 200/5, КТ 0,2S Рег. № 15651-12

СРВ 123 110000:^3/100:^3

КТ 0,2 Рег. № 47179-11

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

32

ПС 110/20/10 "Кожва" ОРУ-110 кВ ВЛ-110 кВ № 129

ТФЗМ-110Б 300/5, КТ 0,5 Рег. № 26422-06

НКФ-110-83У1 110000:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 1188-84

A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

33

ПС 110/20/10 "Кожва" ОРУ-110 кВ ВЛ-110 кВ № 130

ТФЗМ-110Б 300/5, КТ 0,5 Рег. № 26422-06

НКФ-110-83У1 110000:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 1188-84

A1805RAL-P4G-

DW-4

КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

34

ПС 110/10 кВ "Лемью" ЗРУ-10 кВ яч. 6

ТЛМ-10 150/5, КТ 0,5 Рег. № 48923-12

НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

35

ПС 110/10 кВ "Лемью" ЗРУ-10 кВ яч. 7

ТЛМ-10 150/5, КТ 0,5 Рег. № 48923-12

НАМИ-10 10000/100

КТ 0,5 Рег. № 11094-87

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

36

ПС 35/10 кВ "Геолог" ЗРУ-10 кВ 1с.ш. 10 кВ яч.19

ТЛМ-10 50/5, КТ 0,5 Рег. № 48923-12

НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

37

ПС 35/10 кВ "Геолог" ЗРУ-10 кВ 2с.ш. 10кВ яч.18

ТВЛМ-10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63

НТМИ-10-66 10000/100

КТ 0,5 Рег. № 831-69

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

38

ПС 110/35/6 кВ "Северный Савинобор" ОРУ-35 кВ ЛР-35 ВЛ-62

ТФН-35М 100/5, КТ 0,5 Рег. № 3690-73

3HOM 35-65 35000:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 912-05

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

39

ПС 110/35/6 кВ "Северный Савинобор" ЗРУ-6 кВ 1 секция яч.

2

ТЛО-10 600/5, КТ 0,5S Рег. № 25433-11

ЗНОЛ-ЭК 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 68841-17

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

1

2

3

4

5

6

40

ПС 110/35/6 кВ "Северный Савинобор" ЗРУ-6 кВ 2 секция яч. 12

АВК-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 47171-11

VSK-I-10b 6000:^3/100:^3

КТ 0,5 Рег. № 47172-11

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

RTU-327 Рег. № 41907-09, RTU-325 Рег. № 37288-08, / УССВ-35HVS, / HP ProLiant ML370

41

ПС 110/35/6 кВ "Пашня" ОРУ-35 кВ ЛР-35 ВЛ-27

ТФНД-35М 200/5, КТ 0,5 Рег. № 3689-73

3HOM 35-65 35000:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 912-05

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

42

ПС 110/35/6 кВ "Пашня" ОРУ-35 кВ ЛР-35 ВЛ-31

ТФНД-35М 200/5, КТ 0,5 Рег. № 3689-73

3HOM 35-65 35000:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 912-05

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

43

ПС 110/35/6 кВ "Пашня" ЗРУ-6 кВ 1 секция яч. 3

ТЛМ-10 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 48923-12

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 2611-70

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

44

ПС 110/35/6 кВ "Пашня" ЗРУ-6 кВ 2 секция яч.

19

ТЛМ-10 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 48923-12

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 2611-70

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

45

ПС 110/35/6 кВ "Северный Савинобор" ВЛ35 кВ № 60 Т1

ТФН-35М 100/5, КТ 0,5 Рег. № 3690-73

3HOM 35-65 35000:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 912-05

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

46

ПС 35/6 кВ "Восточный Савинобор"6 кВ яч.4 Шердино

ТВЛМ-10 20/5, КТ 0,5S Рег. № 45040-10

ЗНОЛ-ЭК 6000:^3/100:^3

КТ 0,5 Рег. № 68841-17

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

47

ПС 35/10 кВ Дутово 10 кВ яч.6

ТВЛМ-10 75/5, КТ 0,5S Рег. № 45040-10

НТМИ-10-66 10000/100

КТ 0,5 Рег. № 831-69

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

48

ПС 35/10 кВ Дутово 0,4 кВ ТСН

ТОП-0,66 50/5, КТ 0,5S Рег. № 40110-08

-

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

49

ТП 35 ОАО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтеперера ботка» 6 кВ, яч.

11

ТПЛ-10 100/5, КТ 0,5S Рег. № 1276-59

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 831-53

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

1

2

3

4

5

6

50

ТП 35 ОАО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтеперера ботка» 6 кВ, яч.24

ТПЛ-10 100/5, КТ 0,5S Рег. № 1276-59

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 831-53

EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07

RTU-327 Рег. № 41907-09, RTU-325 Рег. № 37288-08, / УССВ-35HVS, / HP ProLiant ML370

51

ТП 35 ОАО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтеперера ботка» 6 кВ, яч.16

ТОЛ-10 300/5, КТ 0,5S Рег. № 38395-08

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 831-53

A1805RAL-P4GB-DW-GP-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

52

ТП 35 ОАО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтеперера ботка» 6 кВ, яч.19

ТОЛ-10 300/5, КТ 0,5S Рег. № 38395-08

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 831-53

A1805RAL-P4GB-DW-GP-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

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, УСПД, 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 ИК

Вид электрической энергии

Г раницы основной погрешности, (±6), %

Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±6), %

1

2

3

4

1, 2, 7-9, 11, 12, 17, 19, 21, 26, 28, 29, 33-38, 40-45

Активная

1,3

3,2

Реактивная

2,0

5,2

3-6

Активная

1,1

3,1

Реактивная

1,8

5,1

10, 18, 20, 22, 48

Активная

1,1

2,1

Реактивная

1,8

3,6

13-16, 23, 25, 39, 46,

Активная

1,3

2,2

47, 49-52

Реактивная

2,0

3,7

24, 27

Активная

1,1

3,1

Реактивная

1,8

5,1

30, 31

Активная

0,8

1,7

Реактивная

1,3

3,0

1

2

3

4

32

Активная Реактивная

1,2

1,8

2,9

4,5

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 cosф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и при cosф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35 °С.

Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

54

Нормальные условия параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 98 до 102

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- коэффициент мощности

0,8

- температура окружающей среды для счетчиков, °С

от +21 до +25

- частота, Гц

50

Условия эксплуатации параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 1 до 120

- коэффициент мощности cos9 (sm9)

от 0,5 инд. до 1 емк

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -40 до +70

- температура окружающей среды для счетчиков, °С

ЕвроАльфа

от -40 до +65

Альфа А1800

от -40 до +65

- температура окружающей среды для сервера, °С

от +10 до + 30

- температура окружающей среды для УСПД, °С

от +15 до + 25

- атмосферное давление, кПа

от 80,0 до 106,7

- относительная влажность, %, не более

98

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

ЕвроАльфа

50000

Альфа

525600

RTU-325:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

RTU-327

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

Сервер БД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

1

2

Глубина хранения информации

Счетчики:

ЕвроАльфа

- каждого массива профиля мощности при времени интегрирования 30 мин составляет, сут., не менее

336

Альфа А1800

- графиков нагрузки для одного канала с интервалом 30 минут, сут., не менее

1200

УСПД:

RTU-327

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут., не менее

45

RTU-325

- архива коммерческого интервала (по умолчанию) за сутки, дни, не менее

45

Сервер БД:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

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 и УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчика и УСПД;

- 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.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

IMZ 10

2

TG 145N

6

АВК-10

11

АВК-10А

2

Т-0,66 М УЗ/II

3

ТВЛМ-10

28

ТЛК-СТ-10-5(2.1)

3

ТЛМ-10

16

ТЛО-10

6

ТОЛ-10

6

ТОП-0,66

14

ТПЛ-10

6

ТФЗМ-110Б

6

ТФН-35М

4

ТФНД-35М

4

Трансформатор напряжения

3HOM 35-65

12

VSK-I-10b

9

ЗНОЛ.06-6

3

ЗНОЛ-ЭК

9

НАМИ-10

2

НАМИ-10-95 УХЛ2

1

НКФ-110-83У1

6

НТМИ-10-66

8

НТМИ-6

6

НТМИ-6-66

2

СРВ 123

6

Счетчик электрической энергии

A1802RALQ-P4GB-DW-4

1

A1805RAL-P4GB-DW-4

1

A1805RAL-P4GB-DW-GP-4

2

A1805RAL-P4G-DW-4

1

A1805RALX-P4GB-DW-3

1

A1805RALX-P4GB-DW-4

1

EA05RL-P1B-4W

45

Устройство сбора и передачи данных (УСПД)

RTU-325

5

RTU-327

1

Устройство синхронизации системного времени

УССВ-35HVS

1

Основной сервер

HP ProLiant ML370

1

Документация

Методика поверки

МП 26.51.43-49-7714348389-2018

1

Формуляр

ФО 26.51.43-49-7714348389-2018

1

Поверка

осуществляется по документу МП 26.51.43-49-7714348389-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТПП «ЛУКОЙЛ - Ухтанефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 23.11.2018 г.

Основные средства поверки:

- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства

измерений, входящими в состав АИИС КУЭ;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS)   (регистрационный номер в Федеральном

информационном фонде 27008-04);

- измеритель влажности и температуры ИВТМ-7 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 15500-12);

- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ-04 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

- мультиметр   «Ресурс-ПЭ-5»   (регистрационный   номер   в   Федеральном

информационном фонде 33750-12).

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТПП «ЛУКОЙЛ - Ухтанефтегаз». МВИ 26.51.43-49-7714348389-2018.

Нормативные документы

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

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

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) НПС «Остров». Нефтеюганское УМН» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и пе...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Южно-Балыкский ГПЗ» КРУ-6 кВ «ГС» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и...
Расходомеры-счетчики электромагнитные «ЭЛЕМЕР-РЭМ» предназначены для измерений объемного расхода и объема электропроводящих жидкостей.
Системы автоматизированные измерительные ТЕСТ-1201-01 (далее по тексту -системы) предназначены для измерений напряжения постоянного тока, а также для регистрации и отображения результатов измерений и контроля.
Системы автоматизированные измерительные ТЕСТ-6408-03 (далее по тексту -системы) предназначены для измерений и контроля напряжения постоянного тока, а также для регистрации и отображения результатов измерений и контроля.