Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТПП "ЛУКОЙЛ - Ухтанефтегаз"
| Номер в ГРСИ РФ: | 73876-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "Энергометрология", г.Москва |
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 | 03.11.2024 |
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
