Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" (ХМАО-Югра и РБ) (ХМАО-Югра и РБ)
| Номер в ГРСИ РФ: | 77280-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть", г.Уфа |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК «Башнефть» (ХМАО-Югра и РБ) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 77280-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" (ХМАО-Югра и РБ) (ХМАО-Югра и РБ) |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть", г.Уфа
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 77280-20: Описание типа СИ | Скачать | 107.9 КБ | |
| 77280-20: Методика поверки МП-312235-070-2019 | Скачать | 9.6 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК «Башнефть» (ХМАО-Югра и РБ) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С70 (УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервера баз данных (БД), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-2 и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Первичные 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 преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. 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 вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, 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.
На верхнем - третьем уровне сервера БД, расположенные в цехах по эксплуатации электрооборудования, производят сбор результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки, и передачу полученной информации на сервер БД, расположенный в Центре обработки данных (ЦОД) ПАО АНК «Башнефть», где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, хранение измерительной информации, ее накопление, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ. Один раз в сутки на уровне ИВК АИИС КУЭ формируется файл отчета с результатами измерений в формате XML и передаётся 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.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). СОЕВ включает в себя устройство синхронизации времени УСВ-2, часы сервера БД, УСПД и счётчиков.
Сервера БД, расположенные в цехах по эксплуатации электрооборудования, оснащены устройством синхронизации времени УСВ-2. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Коррекция часов сервера осуществляется при расхождении показаний часов на величину, превышающую ±1 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Время УСПД синхронизируется от сервера БД, расположенного в цеху по эксплуатации электрооборудования. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется при каждом обращении к УСПД, но не реже чем 1 раз в 30 минут. Коррекция времени осуществляется при расхождении на величину, превышающую ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Для ИК, в состав которых входит УСПД, синхронизация времени счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками, с периодичностью не реже 1 раза в 30 минут. Коррекция текущего времени счетчиков проводится при наличии расхождения показаний более чем на ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Для ИК, в состав которых не входит УСПД, время счетчиков синхронизируется от сервера БД, расположенного в цеху по эксплуатации электрооборудования, во время каждого сеанса связи со счетчиками, с периодичностью не реже 1 раза в 30 минут. Коррекция текущего времени счетчиков проводится при наличии расхождения показаний более чем на ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» 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 «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
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 |
не ниже 3.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
Номер и наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/УССВ | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС 110 кВ Кошильская, РУ-35 кВ, 1СШ-35 кВ, яч. №1, ф. № 1 |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 8555-81 |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 Ктн=35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-09 |
|
2 |
ПС 110 кВ Кошильская, РУ-35 кВ, 1СШ-35 кВ, яч. №2, ф. № 2 |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 Ктт=200/5 Рег. № 8555-81 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
3 |
ПС 110 кВ Кошильская, РУ-35 кВ, 1СШ-35 кВ, яч. №3, ф. № 3 |
GIF 40,5 Кл.т. 0,2S Ктт=400/5 Рег. № 30368-05 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
4 |
ПС 110 кВ Кошильская, РУ-35 кВ, 1СШ-35 кВ, яч. №4, ф. № 4 |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 Ктт=200/5 Рег. № 8555-81 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ||
|
5 |
ПС 110 кВ Кошильская, РУ-35 кВ, 2СШ-35 кВ, яч. №5, ф. № 5 |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 Ктт=200/5 Рег. № 8555-81 |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 Ктн=35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
6 |
ПС 110 кВ Кошильская, РУ-35 кВ, 2СШ-35 кВ, яч. №6, ф. № 6 |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 Ктт=200/5 Рег. № 8555-81 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ||
|
7 |
ПС 110 кВ Кошильская, РУ-35 кВ, 2СШ-35 кВ, яч. №7, ф. № 7 |
GIF 40,5 Кл.т. 0,2S Ктт=400/5 Рег. № 30368-05 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
8 |
ПС 110 кВ Кошильская, РУ-35 кВ, 2СШ-35 кВ, яч. №8, ф. № 8 |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 Ктт=200/5 Рег. № 8555-81 |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 Ктн=35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-09 |
|
9 |
ПС 110 кВ Кошильская, ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт=300/5 Рег. № 15173-06 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
|
10 |
ПС 110 кВ Кошильская, ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт=300/5 Рег. № 15173-06 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
|
11 |
ПС ДНС-2-Магма фидер 18 |
АВК 10 Кл.т. 0,5 Ктт=150/5 Рег. № 47171-11 |
UMZ Кл.т. 0,5 Ктн=6000:^3/100:^3 Рег. № 16047-97 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
- / УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
12 |
ПС 35 кВ Александровка, ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
ТОП Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 47959-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
13 |
ВЛ-10 кВ ф. 231 от ПС 35 кВ Питяково, оп. 54, отпайка, РУ-10 кВ К-112 |
IMZ Кл.т. 0,5 Ктт=75/5 Рег. № 16048-97 |
НОЛ.08 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 3345-04 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
- / УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
14 |
ПС 35 Кузбаево, КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 16, ВЛ-6 кВ ф. 16 |
АВК 10 Кл.т. 0,5 Ктт=150/5 Рег. № 47171-11 |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
15 |
ПС 35 кВ Хмелевка, КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. № 17, КЛ-6 кВ ф. 17 |
ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 7069-79 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/\3/100/\ 3 Рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
16 |
ВЛ-6 кВ ф. 308-15 от ПС 110 кВ Восток, отпайка от оп. 78, ВМО-6 кВ |
ТПЛ-10с Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 29390-05 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн= 6000/100 Рег. № 11094-87 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
- / УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
17 |
ПС 35 кВ Казарма, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 8, ВЛ-10 кВ ф. 8 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=150/5 Рег. № 1276-59 |
НАМИТ Кл.т. 0,2 Ктн= 10000/100 Рег. № 70324-18 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
- / УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
18 |
ПС 35 кВ Карагай, 2 с.ш. 6 кВ, яч. № 11, ВЛ-6 кВ ф. 51-02 |
ТЛК10-6 Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 9143-01 |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн= 6000/100 Рег. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
- / УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
19 |
ПС 35 кВ КНС-29, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т-1 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=600/5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн= 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
- / УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
20 |
ПС 110 кВ Кожай-Максимово, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 11, КЛ-6 кВ ф. 11 |
ТПФМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=300/5 Рег. № 814-53 |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег. № 16687-07 |
СЕ 304 S32 402-JAAQ2HY Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31424-07 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
21 |
ПС 110 кВ Мартыново, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 8, ВЛ-6 кВ ф. 8 |
ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт=300/5 Рег. № 69606-17 |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег. № 16687-07 |
СЕ 304 S32 402-JAAQ2HY Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31424-07 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
22 |
ПС 35 кВ Абдрашитово, 1 с.ш. 10 кВ, ввод 10 кВ |
ТВЛМ Кл.т. 0,5 Ктт=600/5 Рег. № 45040-10 |
НАМИТ Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 70324-18 |
СЕ 304 S32 402-JAAQ2HY Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31424-07 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
23 |
ПС 110 кВ Калегино, КРУН-6 кВ, яч. 7, ВЛ-6 кВ ф. 7 |
ТВЛМ Кл.т. 0,2S Ктт=400/5 Рег. № 45040-10 |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,2 Ктн=6000/100 Рег. № 16687-13 |
CE 304 S32 402-JAAQ2HY Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31424-07 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
24 |
ПС 110 кВ Шушнур, КРУН-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 19, ВЛ-6 кВ ф. 19 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=200/5 Рег. № 2473-00 |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег. № 16687-97 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег. №28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
25 |
ПС 110 кВ Юсупово, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 6, ВЛ-6 кВ ф. 1706 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=200/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег. № 831-53 |
CE 304 S32 402-JAAQ2HY Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31424-07 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
26 |
ПС 110 кВ Юсупово, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 16, ВЛ-6 кВ ф. 1716 |
ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт=300/5 Рег. № 51679-12 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег. № 831-53 |
CE 304 S32 402- JAAQ2HY Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31424-07 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
27 |
ПС 35 кВ Илькино, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 4, ВЛ-10 кВ ф. 4 |
ТЛК-СТ Кл.т. 0,5 Ктт=150/5 Рег. № 58720-14 |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07 |
СЕ 304 S32 402-JAAQ2HY Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31424-07 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
28 |
ПС 35 кВ Илькино, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 8, ВЛ-10 кВ ф. 8 |
ТЛК-СТ Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 58720-14 |
СЕ 304 S32 402-JAAQ2HY Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31424-07 | ||
|
29 |
ПС 110 кВ Ташлыкуль, 1 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Ташлыкуль -Петропавловка |
ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 Ктт=200/5 Рег. № 3690-73 |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 Ктн=35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 |
СЕ 304 S32 402-JAAQ2HY Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31424-07 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
30 |
ПС 110 кВ Серафимовка, ЗРУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Серафимовка -Кызыл-Ярово |
ТВ-35/10Т Кл.т. 0,5 Ктт=300/5 Рег. № 4462-74 |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 Ктн=35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 |
СЕ 304 S32 402-JAAQ2HY Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31424-07 |
СИКОН С70 Рег. №28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
31 |
ПС 35 кВ Кандры, ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
Т-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт=300/5 Рег. № 29482-07 |
- |
СЕ 304 S32 632-JAAQ2HY Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31424-07 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
32 |
ПС 35 кВ Кандры, 2 с.ш. 10 кВ, ввод 10 кВ |
ТЛК10 Кл.т. 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 9143-83 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн=10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЕ 304 S32 402-JAAQ2HY Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31424-07 | |
|
33 |
ПС 35 кВ Кандры, ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
Т-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт=300/5 Рег. № 29482-07 |
- |
СЕ 304 S32 632-JAAQ2HY Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31424-07 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
34 |
ПС 35 кВ Туктагул, ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт=200/5 Рег. № 57218-14 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
35 |
ПС 35 кВ Николаевка, 1 с.ш. 10 кВ, ввод 10 кВ |
ТПЛ-10с Кл.т. 0,5 Ктт=300/5 Рег. № 29390-10 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн=10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЕ 304 S32 402-JAAQ2HY Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31424-07 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
36 |
ПС 35 кВ Николаевка, ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт=200/5 Рег. № 57218-14 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
|
37 |
ПС 110 кВ Ардатовка, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-1 |
ТФМ-110-II Кл.т. 0,5S Ктт=150/5 Рег. № 53622-13 |
НКФ-110-57 Кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-05 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
|
38 |
ПС 110 кВ Ардатовка, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-2 |
ТФМ-110-II Кл.т. 0,5S Ктт=150/5 Рег. № 53622-13 |
НКФ-110-57 Кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-05 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
|
39 |
ПС 110 кВ Ардатовка, КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 24, ВЛ-10 кВ ф. 325-01 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 32139-11 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±6), % |
|
1, 4-6 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
5,5 2,8 |
|
2, 8 |
Активная Реактивная |
1,1 2,5 |
5,5 4,1 |
|
3, 7 |
Активная Реактивная |
1,0 2,4 |
4,7 3,9 |
|
9, 10 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,6 4,1 |
|
11, 20, 22, 25, 27-30 |
Активная Реактивная |
1,1 2,5 |
5,5 4,1 |
|
12, 31, 33, 34, 36 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,6 4,1 |
|
13-15, 18, 19, 24, 39 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 4,1 |
|
16, 17 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
5,6 4,1 |
|
21, 26 |
Активная Реактивная |
1,1 2,5 |
4,8 4,1 |
|
23 |
Активная Реактивная |
0,5 1,4 |
2,0 3,6 |
|
32, 35 |
Активная Реактивная |
0,9 2,2 |
5,4 4,1 |
|
37, 38 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
5,0 4,1 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | ||
Примечания
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 минут).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на ТТ, ТН и счетчики утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Допускается замена ПО на аналогичное, с версией, не ниже указанной в описании типа. Допускается уменьшение количества ИК. Изменение наименования ИК, уменьшение количества ИК и замена средств измерений оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
0,87 |
|
- частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С | |
|
- для счетчиков активной энергии: ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012 |
от +21 до +25 |
|
- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 26035-83 |
от +18 до +22 |
|
ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ31819.23-2012 |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5инд. до 0,8емк. |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды, °С | |
|
- для ТТ и ТН |
от -40 до +35 |
|
- для электросчетчиков |
от -40 до +60 |
|
- для УСПД, УСВ |
от -10 до +50 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег.№ 36697-08), ПСЧ-4ТМ.05М: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140 000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег.№ 36697-12): | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег.№ 36697-17): | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
1 |
2 |
|
Электросчетчики СЕ 304: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
УСПД СИКОН С70: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
Устройство синхронизации времени УСВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, суток, не менее |
113 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
УСПД: - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
|
Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД и 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.
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);
- ИВК (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 АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количес тво |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 |
12 шт. |
|
Трансформаторы тока |
GIF 40,5 |
4 шт. |
|
Трансформаторы тока шинные |
ТШП-0,66 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
АВК 10 |
5 шт. |
|
Трансформаторы тока опорные |
ТОП |
3 шт. |
|
Трансформаторы тока |
IMZ |
2 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ 10 |
2 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10с |
4 шт. |
|
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
4 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК10-6 |
2 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
2 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПФМ-10 |
2 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-НТЗ |
4 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТВЛМ |
4 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
2 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК-СТ |
4 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-35А-У1 |
2 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТВ-35/10Т |
3 шт. |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК10 |
2 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТОП-0,66 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТФМ-110-II |
6 шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
2 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
12 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
UMZ |
3 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НОЛ.08 |
1 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
7 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06 |
3 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
3 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 |
1 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
3 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ |
2 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
4 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
5 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М.09 |
5 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
10 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05М |
1 шт. |
|
Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные |
CE 304 S32 402-JAAQ2HY |
12 шт. |
|
Счетчик активной и реактивной электрической энергии трехфазный |
СЕ 304 S32 632-JAAQ2HY |
2 шт. |
|
Контроллеры сетевые |
СИКОН С70 |
17 шт. |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
8 шт. |
|
ПО |
Пирамида 2000 |
1 шт. |
|
Формуляр |
61181777.425180.003.К.90000.1.Ф |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП-312235-070-2019 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП-312235-070-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК «Башнефть» (ХМАО-Югра и РБ). Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 21 октября 2019 г.
Основные средства поверки:
- радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
- прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13);
- по МИ 3196-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3195-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018 «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- при поверке измерительных компонентов, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, применяются средства поверки, указанные в методиках поверки, утвержденных при утверждении типа измерительных компонентов.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК «Башнефть» (ХМАО-Югра и РБ)», аттестованном
ООО «Энергокомплекс», аттестат аккредитации № RA.RU.312235 от 31.08.2017 г.
Нормативные документы
ПАО АНК «Башнефть» (ХМАО-Югра и РБ)
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
Смотрите также
