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

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК "Башнефть" III очередь Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 65743-16 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 002. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть", г.Уфа.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

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

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

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

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
65743-16
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК "Башнефть" III очередь
Обозначение типаНет данных
ПроизводительПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть", г.Уфа
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 002
НазначениеСистема 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.
ОписаниеАИИС 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/GPS-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 обеспечениеВ АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входятпрограммы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения иизмерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программнымисредствами ПО. Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационные наименования модулей ПОCalcClients.dll; CalcLeakage.dll; CalcLosses.dll; Metrology.dll; ParseBin.dll; ParseIEC.dll; ParseModbus.dll; ParsePiramida.dll; SynchroNSI.dll; VerifyTime.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3.0
Цифровой идентификатор ПОe55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5
ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданноеФГУП «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 реактивнойэлектроэнергии, 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.
Метрологические и технические характеристикиСостав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 – 4. Таблица 2 – Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИКНаименование точки измеренийСостав измерительного каналаВид электроэнергии
1234567
НГДУ Арланнефть
1ЗРУ-6 кВ «Кирпичный завод» от опоры № 4 ф. № 11 ПС «Арлан» 110/35/6 кВТЛК10-5 300/5 Кл. т. 0,5ЗНОЛ-06 6000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0-активная реактивная
2ЗРУ-6 кВ «Кирпичный завод» от опоры № 4 ф. № 19 ПС «Можары» 110/35/6 кВТЛК10-5 300/5 Кл. т. 0,5ЗНОЛ-06 6000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0-активная реактивная
3ПС «Буй» 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, 1 СШ, яч. № 6, ф. 6АВК 10 200/5 Кл. т. 0,5НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С70активная реактивная
4ПС «Буй» 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, 2 СШ, яч. № 14, ф. 14АВК 10 300/5 Кл. т. 0,5НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С70активная реактивная
5ПС «СУН-7» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1АВК 10 600/5 Кл. т. 0,5VSK I 10b 6000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
6ПС «СУН-7» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т2АВК 10 600/5 Кл. т. 0,5VSK I 10b 6000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
7ПС «СУН-7» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1ТОП-0,66 100/5 Кл. т. 0,5-ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
8ПС «СУН-7» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2ТК-20 100/5 Кл. т. 0,5-ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
Продолжение таблицы 2
1234567
9ПС «Хмелевка» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1ТПЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5ЗНОЛ-06 6000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С70активная реактивная
10ПС «Хмелевка» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т2ТПЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5ЗНОЛ-06 6000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С70активная реактивная
11ПС «Хмелевка» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1ТОП-0,66 100/5 Кл. т. 0,5-ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С70активная реактивная
12ПС «Хмелевка» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2ТК-20 50/5 Кл. т. 0,5-ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С70активная реактивная
13ПС «Чангакуль» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1ТОЛ 10 600/5 Кл. т. 0,5ЗНОЛ-06 6000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
14ПС «Чангакуль» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т2ТОЛ 10 600/5 Кл. т. 0,5ЗНОЛ-06 6000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
15ПС «Чангакуль» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1ТК-20 50/5 Кл. т. 0,5-ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
16ПС «Чангакуль» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2ТОП-0,66 50/5 Кл. т. 0,5-ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
17ПС «Восточная» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1ТЛМ-10 800/5 Кл. т. 0,5НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0-активная реактивная
18ПС «Восточная» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСНТОП-0,66 50/5 Кл. т. 0,5-СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0-активная реактивная
Продолжение таблицы 2
1234567
19ПС «БКНС-5» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1АВК 10 600/5 Кл. т. 0,5VSK I 10b 6000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0-активная реактивная
20ПС «БКНС-5» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСНТОП-0,66 100/5 Кл. т. 0,5-СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0-активная реактивная
21ПС «КНС-15» 35/6 кВ, РУ-6 кВ, СШ-6 кВ, яч. № 6ТПЛ-10 75/5 Кл. т. 0,5НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0-активная реактивная
22РВНО-2В1608 6 кВ отпайки на опоре № 59 ВЛ-6 кВ ф. № 8 ПС «Редькино» 110/35/6 кВТПЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5НТМИ 6000/100 Кл. т. 0,5ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0-активная реактивная
23ПС «КНС-26» 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, 1 СШ, яч. № 8ТПЛМ-10 ТПЛ-10с 75/5 Кл. т. 0,5НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0-активная реактивная
24РВНО-8 6 кВ отпайки на опоре № 51 ВЛ-6 кВ ф. № 20 ПС «Ташкиново» 110/6 кВТЛК-10 75/5 Кл. т. 0,5ЗНОЛП-6 6000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0-активная реактивная
25ПС «Совхозная» 35/10 кВ, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Кубиязы-Бияваш 2ц.ТФЗМ-35Б-1У1 300/5 Кл. т. 0,5ЗНОМ-35-65 35000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0-активная реактивная
НГДУ Ишимбайнефть
26ПС «Мияки-Тамак» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1ТПЛ-10 150/5 Кл. т. 0,5НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
27ПС «Мияки-Тамак» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т2ТПЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
Продолжение таблицы 2
1234567
28ПС «Мияки-Тамак» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1Т-0,66 М У3 200/5 Кл. т. 0,5-ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
29ПС «Мияки-Тамак» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2ТТЭ-30 150/5 Кл. т. 0,5S-ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
30ПС «Чураево» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1АВК 10 600/5 Кл. т. 0,5VSK I 10b 6000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
31ПС «Чураево» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т2АВК 10 600/5 Кл. т. 0,5VSK I 10b 6000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
32ПС «Чураево» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1Т-0,66 М У3 200/5 Кл. т. 0,5-ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
33ПС «Чураево» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2Т-0,66 М У3 200/5 Кл. т. 0,5-ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
34КРУ-10 кВ Реклоузер отпайки на опоре № 94 ВЛ-10 кВ ф. № 14 ПС «Ермекеево» 110/35/10 кВТОЛ-10-I 200/5 Кл. т. 0,5ЗНОЛП 10000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0-активная реактивная
35ПС «Уязы-Тамак» 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. № 4, ф. 37-03ТПЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5СЕ 304 Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С70активная реактивная
36ПС «Уязы-Тамак» 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. № 3, ф. 37-08ТПЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5СЕ 304 Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С70активная реактивная
37ПС «Булат» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1АВК 10 600/5 Кл. т. 0,5VSK I 10b 6000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
Продолжение таблицы 2
1234567
38ПС «Булат» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1ТОП-0,66 100/5 Кл. т. 0,5-ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
39ПС «Карагай» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1ТЛК10-6 800/5 Кл. т. 0,5НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
40ПС «Карагай» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т2ТЛК10-6 800/5 Кл. т. 0,5НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
41ПС «Карагай» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1ТШП-0,66 200/5 Кл. т. 0,5-ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
42ПС «Карагай» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2ТШП-0,66 200/5 Кл. т. 0,5-ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
43ПС «Михайловка» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1IMZ 600/5 Кл. т. 0,5НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
44ПС «Михайловка» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСНТОП-0,66 150/5 Кл. т. 0,5-ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
НГДУ Чекмагушнефть
45ПС «Илишево» 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, 1 СШ, яч. № 5, ф. 5АВК 10 200/5 Кл. т. 0,5НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5СЕ 304 Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С70активная реактивная
46ПС «Илишево» 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, 2 СШ, яч. № 15, ф. 15АВК 10 200/5 Кл. т. 0,5НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2СЕ 304 Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С70активная реактивная
47ПС «Илишево» 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, 2 СШ, яч. № 16, ф. 16АВК 10 100/5 Кл. т. 0,5НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2СЕ 304 Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С70активная реактивная
Продолжение таблицы 2
1234567
48ПС «Илишево» 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, 2 СШ, яч. № 18, ф. 18АВК 10 100/5 Кл. т. 0,5НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2СЕ 304 Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С70активная реактивная
49ПС «Аккузево» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1ТВЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2СЕ 304 Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С70активная реактивная
50ПС «Аккузево» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1ТОП-0,66 200/5 Кл. т. 0,5-СЕ 304 Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С70активная реактивная
51КТП 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
52ПС «Башнефть» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1ТОЛ-СЭЩ-10 800/5 Кл. т. 0,5НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная
53ПС «Башнефть» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т2ТОЛ-СЭЩ-10 800/5 Кл. т. 0,5НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная
54ПС «Башнефть» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1ТОП-0,66 200/5 Кл. т. 0,5-ПСЧ-4ТМ.05М.05 Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
55ПС «Башнефть» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2ТОП-0,66 200/5 Кл. т. 0,5-ПСЧ-4ТМ.05М.05 Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С50активная реактивная
56ПС «Башнефть» 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. № 4, ф. 4ТЛК10-6 50/5 Кл. т. 0,5НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная
57ПС «Башнефть» 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. № 5, ф. 5ТОЛ-СЭЩ-10 400/5 Кл. т. 0,5НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная
Продолжение таблицы 2
1234567
58ПС «Башнефть» 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ, яч. № 10, ф. 10ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл. т. 0,5НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная
59ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 1 СШ, ф. № 1ТФЗМ 35А-ХЛ1 400/5 Кл. т. 0,5ЗНОМ-35-65 35000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С70активная реактивная
60ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 1 СШ ф. № 2ТФЗМ 35А-ХЛ1 200/5 Кл. т. 0,5ЗНОМ-35-65 35000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5ЕА05RL Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С70активная реактивная
61ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 1 СШ ф. № 3GIF 40,5 400/5 Кл. т. 0,2SЗНОМ-35-65 35000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5ЕА05RL Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С70активная реактивная
62ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 1 СШ ф. № 4ТФЗМ 35А-ХЛ1 200/5 Кл. т. 0,5ЗНОМ-35-65 35000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С70активная реактивная
63ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 2 СШ ф. № 5ТФЗМ 35А-ХЛ1 200/5 Кл. т. 0,5ЗНОМ-35-65 35000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/0,5СИКОН С70активная реактивная
64ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 2 СШ ф. № 6ТФЗМ 35А-ХЛ1 200/5 Кл. т. 0,5ЗНОМ-35-65 35000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С70активная реактивная
65ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 2 СШ ф. № 7GIF 40,5 400/5 Кл. т. 0,2SЗНОМ-35-65 35000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5ЕА05RL Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С70активная реактивная
66ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 2 СШ ф. № 8ТФЗМ 35А-ХЛ1 200/5 Кл. т. 0,5ЗНОМ-35-65 35000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5ЕА05RL Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С70активная реактивная
67ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1ТШП-0,66 300/5 Кл. т. 0,5S-СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С70активная реактивная
Окончание таблицы 2
1234567
68ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2ТШП-0,66 300/5 Кл. т. 0,5S-СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0СИКОН С70активная реактивная
69ПС «ДНС-2» Магма 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ, яч. № 18АВК 10 150/5 Кл. т. 0,5UMZ 6000/√3:100/√3 Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5-активная реактивная
Таблица 3 Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Номер ИКДиапазон токаМетрологические характеристики ИК
1-6; 9; 10; 13; 14; 17; 19; 21-27; 30; 31; 34; 37; 39; 40; 43; 64 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S)Iн1≤I1≤1,2Iн11,01,42,31,72,22,9
7; 8; 11; 12; 15; 16; 18; 20; 28; 32; 33; 38; 41; 42; 44; 51; 54; 55 (ТТ 0,5; Сч 0,5S)Iн1≤I1≤1,2Iн10,81,11,91,62,12,6
29; 67; 68 (ТТ 0,5S; Сч 0,5S)Iн1≤I1≤1,2Iн10,81,11,91,62,12,6
35; 36; 45 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S)Iн1≤I1≤1,2Iн10,91,22,21,11,52,3
46-49 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,2S)Iн1≤I1≤1,2Iн10,71,11,90,91,32,1
50 (ТТ 0,5; Сч 0,5S)Iн1≤I1≤1,2Iн10,81,11,91,62,12,6
52; 53; 56-59; 62; 69 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S)Iн1≤I1≤1,2Iн10,91,22,21,11,52,3
60; 63; 66 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S)Iн1≤I1≤1,2Iн11,01,42,31,72,22,9
61; 65 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5S)Iн1≤I1≤1,2Iн10,91,11,51,62,02,3
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИКДиапазон токаМетрологические характеристики ИК
123456
1-6; 17; 9; 10; 13; 14; 19; 21-27; 30; 31; 34; 37; 39; 40; 43 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)Iн1≤I1≤1,2Iн12,11,54,03,8
7; 8; 11; 12; 15; 16; 18; 20; 28; 32; 33; 38; 41; 42; 44; 51; 54; 55 (ТТ 0,5; Сч 1,0)Iн1≤I1≤1,2Iн11,81,33,93,7
29; 67; 68 (ТТ 0,5S; Сч 1,0)Iн1≤I1≤1,2Iн11,81,33,93,7
35; 36; 45 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5)Iн1≤I1≤1,2Iн11,91,22,62,1
46-49 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5)Iн1≤I1≤1,2Iн11,61,12,42,1
50 (ТТ 0,5; Сч 1,0)Iн1≤I1≤1,2Iн11,81,33,93,7
52; 53; 56-59; 62; 69 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5)Iн1≤I1≤1,2Iн11,81,22,01,5
60; 66 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)Iн1≤I1≤1,2Iн12,11,54,03,8
61; 65 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 1,0)Iн1≤I1≤1,2Iн11,61,33,83,7
Окончание таблицы 4
123456
63 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5)Iн1≤I1≤1,2Iн11,81,22,01,5
64 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)Iн1≤I1≤1,2Iн12,11,52,72,3
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 φ = 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 характеристикиЗначение
12
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток, % от Iном - коэффициент мощности cos( - температура окружающей среды, °Сот 99 до101 1( до 120 0,9 от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток, % от Iном - коэффициент мощности cos( - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С - температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °Сот 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +40 от -40 до +55 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) - СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - ПСЧ-4ТМ.05М - ПСЧ-4ТМ.05МК - СЕ 304 - СЭТ-4ТМ.03140000 165000 140000 165000 120000 90000
Окончание таблицы 5
12
- ЕА05 - СЭТ-4ТМ.02 - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч СИКОН С50 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч80000 90000 2 70000 1 70000 2 100000 2 35000 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 - при отключении питания, лет, не менее СЕ 304 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее ЕА05 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее УСПД: - График средних мощностей за интервал 30 мин, суток Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее113 10 330 10 169 5 45 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).
КомплектностьВ комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6. Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТипРег. №Количество, шт.
1234
Трансформаторы токаТЛК10-5,69143-0110
Трансформаторы токаАВК 1047171-1130
Трансформаторы токаТОП-0,6615174-0612
Трансформаторы токаТК-201407-609
Трансформаторы токаТПЛ-101276-5916
Продолжение таблицы 6
1234
Трансформаторы токаТОЛ 107069-794
Трансформаторы токаТОП-0,6647959-1118
Трансформаторы токаТЛМ-102473-692
Трансформаторы токаТПЛМ-102363-681
Трансформаторы токаТПЛ-10с29390-101
Трансформаторы токаТЛК-109143-832
Трансформаторы токаТФЗМ-35Б-1У13689-732
Трансформаторы токаТ-0,66 М У336382-079
Трансформаторы токаТТЭ-3032501-083
Трансформаторы токаТОЛ-10-I15128-072
Трансформаторы токаТШП-0,6615173-0612
Трансформаторы токаIMZ16048-972
Трансформаторы токаТВЛМ-101856-632
Трансформаторы токаТШП-0,6647957-113
Трансформаторы токаТОЛ-СЭЩ-1032139-0610
Трансформаторы токаТФЗМ 35А-ХЛ126418-0812
Трансформаторы токаGIF 40,530368-104
Трансформаторы напряженияЗНОЛ-063344-7218
Трансформаторы напряженияНАМИТ-10-2 УХЛ216687-079
Трансформаторы напряженияНАМИТ-1016687-971
Трансформаторы напряженияVSK I 10b47172-1118
Трансформаторы напряженияНТМИ-6-662611-703
Трансформаторы напряженияНТМИ831-531
Трансформаторы напряженияЗНОЛП-646738-113
Трансформаторы напряженияЗНОМ-35-65912-071
Трансформаторы напряженияЗНОМ-35-65912-708
Трансформаторы напряженияЗНОЛП23544-073
Трансформаторы напряженияНАМИ-1011094-872
Трансформаторы напряженияНАМИ-10-95 УХЛ220186-051
Трансформаторы напряженияUMZ16047-973
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М36697-0811
Счетчики электрической энергии многофункциональныеПСЧ-4ТМ.05М36355-0729
Счетчики электрической энергии многофункциональныеПСЧ-4ТМ.05МК46634-116
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М36697-121
Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазныеСЕ 30431424-078
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.0327524-049
Счетчики электрической энергии многофункциональныеЕвроАльфа (ЕА)16666-074
Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока, статические, многофункциональныеСЭТ-4ТМ.0220175-011
Окончание таблицы 6
1234
Контроллеры сетевые индустриальныеСИКОН С7028822-056
Контроллеры сетевые индустриальныеСИКОН С5028523-058
Устройства синхронизации времениУСВ-241681-1010
Программное обеспечениеПирамида 20001
Методика поверки1
Паспорт-формуляр1
Поверкаосуществляется по документу МП 65743-16 «Система автоматизированная информационно-измерительная 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 % до98 %, 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.
Нормативные и технические 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.
ЗаявительПубличное акционерное общество «Акционерная нефтяная Компания «Башнефть» (ПАО АНК «Башнефть») ИНН: 0274051582 Адрес: 450077, Россия, г. Уфа, ул. Карла Маркса, д. 30, к.1 Телефон/факс: (347) 261-61-61/261-62-62 E-mail: info_bn@bashneft.ru
Испытательный центрОбщество с ограниченной ответственностью «Метрологический сервисный центр» (ООО «МетроСервис») Адрес: 660133, Россия, Красноярский край, г. Красноярск, ул. Сергея Лазо, 6а Тел.: (391) 224-85-62 E-mail: E.E.Servis@mail.com Аттестат аккредитации ООО «МетроСервис» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311779 от 10.08.2016 г.