Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Ишимбайской группы месторождений ПАО АНК "Башнефть"

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Ишимбайской группы месторождений ПАО АНК "Башнефть" — техническое средство с номером в госреестре 77301-20 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 002. Имеет обозначение типа СИ: .
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 Ишимбайской группы месторождений ПАО АНК "Башнефть" .

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 Ишимбайской группы месторождений ПАО АНК "Башнефть" .

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
77301-20
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Ишимбайской группы месторождений ПАО АНК "Башнефть"
Обозначение типа
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 Ишимбайской группы месторождений ПАО АНК «Башнефть» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
ОписаниеАИИС 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 сервер БД, расположенный в Ишимбайском цеху по эксплуатации электрооборудования, производит 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 оператор ИВК АИИС КУЭ формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМL и передает данные 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. Сервер БД, расположенный в Ишимбайском цеху по эксплуатации электрооборудования, оснащен 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 Ишимбайском 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 Ишимбайском 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 обеспечениеВ 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 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) ПОне ниже 3.0
Цифровой идентификатор ПОe55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора MD5
Метрологические и технические характеристикиСостав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-4. Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
Номер и наименование ИКТТТНСчетчикУСПД/УССВ
123456
1РБМВ-35 кВ Тукаево, ВЛ-35 кВ Александровка-1ТФН-35М Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 3690-73ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 Ктн=35000/√3/100/√3 Рег. № 912-70СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08СИКОН С70 Рег.№ 28822-05 / УСВ-2 Рег.№ 41681-10
2РБМВ-35 кВ Тукаево, ВЛ-35 кВ Александровка-2ТФН-35М Кл.т. 0,5 Ктт=150/5 Рег. № 3690-73ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 Ктн=35000/√3/100/√3 Рег. № 912-70СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
3ПС 35/6 кВ Болотино, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 6, ВЛ-6 кВ ф. 6АВК 10 Кл.т. 0,5 Ктт= 300/5 Рег. № 47171-11НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег. № 16687-07СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08/ УСВ-2 Рег.№ 41681-10
4ПС 35/6 кВ Бабиково, ОРУ-35 кВ, Ввод 35 кВ Т-1GIF 40,5 Кл.т. 0,5 Ктт=150/5 Рег. № 30368-10GEF 40,5 Кл.т. 0,5 Ктн=35000/√3/100/√3 Рег. № 30373-10СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08СИКОН С70 Рег.№ 28822-05 / УСВ-2 Рег.№ 41681-10
5ПС 35/6 кВ Бабиково, ОРУ-35 кВ, Ввод 35 кВ Т-2GIF 40,5 Кл.т. 0,5 Ктт=150/5 Рег. № 30368-10НИОЛ-СТ Кл.т. 0,5 Ктн=35000/√3/100/√3 Рег. № 58722-14СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
Продолжение таблицы 2
123456
6ПС 35/10 кВ Южно- Чувалкипово, 2 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Южно-Чувалкипово – Бик-КармалыТВ Кл.т. 0,5S Ктт= 300/5 Рег. № 19720-06ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 Ктн=35000/√3/100/√3 Рег. № 912-70СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08СИКОН С70 Рег.№ 28822-05 / УСВ-2 Рег.№ 41681-10
7ПС 35/10 кВ Южно- Чувалкипово, 1 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Южно-Чувалкипово – ИбраевоТВ Кл.т. 0,5S Ктт= 300/5 Рег. № 19720-06ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 Ктн=35000/√3/100/√3 Рег. № 912-70СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
8ПС 35/10 кВ Южно- Чувалкипово, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 6, ВЛ-10 кВ ф. 6ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=200/5 Рег. № 32139-06НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 20186-05СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. №36697-08
9ПС 35/10 кВ Южно- Чувалкипово, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 15, ВЛ-10 кВ ф. 15ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 32139-06НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 20186-05СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
10ПС 35/10 кВ Камчалытамак, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 14, ВЛ-10 кВ ф. 14АВК 10 Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 47171-11НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08СИКОН С70 Рег.№ 28822-05 / УСВ-2 Рег.№ 41681-10
11ПС 35/10 кВ Камчалытамак, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 16, ВЛ-10 кВ ф. 16АВК 10 Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 47171-11
12ПС 35/10 кВ Северное Чувалкипово, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 1, ВЛ-10 кВ ф. 1ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 2473-69НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн= 10000/100 Рег. № 11094-87СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08/ УСВ-2 Рег.№ 41681-10
Продолжение таблицы 2
123456
13ПС 110/35/10 кВ Толбазы, 1 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Толбазы - БегеняшТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 Ктт= 200/5 Рег. № 3690-73НАМИТ Кл.т. 0,5 Ктн=35000/100 Рег. № 70324-18СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08/ УСВ-2 Рег.№ 41681-10
14ПС 110/35/10 кВ Толбазы, ОСШ-35 кВ, ОВ-35 кВТВ-35/10 Кл.т. 0,5 Ктт=600/5 Зав. № 8364; 8699 Рег. № 4462-74
15ПС 110/35/10 кВ Софиполь, 2 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Софиполь – БегеняшТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 Ктт=150/5 Рег. № 3690-73ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 Ктн=35000/√3/100/√3 Рег. № 912-70СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08/ УСВ-2 Рег.№ 41681-10
16ПС 35/10 кВ Шланлы, 1 с.ш. 10 кВ, ввод 10 кВТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S Ктт=400/5 Рег. № 51679-12НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн=10000/100 Рег. № 11094-87СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08СИКОН С70 Рег.№ 28822-05 / УСВ-2 Рег.№ 41681-10
17ПС 35/10 кВ Шланлы, ввод 0,4 кВ ТСН-1ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт=50/5 Рег. № 57218-14-СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
18ПС 35/10 кВ Шланлы, 2 с.ш. 10 кВ, ввод 10 кВТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S Ктт=400/5 Рег. № 51679-12НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-13СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
19ПС 35/10 кВ Шланлы, ввод 0,4 кВ ТСН-2ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт=50/5 Рег. № 57218-14 -СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
Продолжение таблицы 2
123456
20ПС 110/35/10 кВ Давлеканово-районная, 1 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Давлеканово – Южно- Чувалкипово 1ц.ТВГ-УЭТМ® Кл.т. 0,2S Ктт=200/5 Рег. № 52619-13НАМИТ Кл.т. 0,5 Ктн=35000/100 Рег. № 70324-18СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08СИКОН С70 Рег.№ 28822-05 УСВ-2 Рег.№ 41681-10
21ПС 110/35/10 кВ Давлеканово-районная, 2 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Давлеканово – Южно- Чувалкипово 2ц.ТВГ-УЭТМ® Кл.т. 0,2S Ктт=200/5 Рег. № 52619-13НАМИТ Кл.т. 0,5 Ктн=35000/100 Рег. № 70324-18СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
22ПС 110/10 кВ Аптраково, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 9, ВЛ-10 кВ ф. 9ТЛМ-10 Кл.т. 0,5; Ктт=50/5 Рег. № 2473-05НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн= 10000/100 Рег. № 831-69СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08СИКОН С70 Рег.№ 28822-05 / УСВ-2 Рег.№ 41681-10
23ПС 110/10 кВ Аптраково, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 11, ВЛ-10 кВ ф. 11ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. №2473-05
24ПС 110/10 кВ Ишлы, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 6, ВЛ-10 кВ ф. 6ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 2473-69НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-13СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08/ УСВ-2 Рег.№ 41681-10
25ПС 35/10 кВ Кариновка, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 10, ВЛ-10 кВ Кн-2ТЛК-10 Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 9143-06НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 20186-05СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08/ УСВ-2 Рег.№ 41681-10
Продолжение таблицы 2
123456
26ВЛБ-10 кВ В-52, отпайка от опоры №237 л. Су-5 10 кВ от ПС 35/10 кВ СтруковскаяТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 22192-07НОЛ Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 49075-12ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07/ УСВ-2 Рег.№ 41681-10
27ВЛБ-10 кВ В-62, отпайка от опоры №5 л. Су-6 10 кВ от ПС 35/10 кВ СтруковскаяТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 1276-59НАМИТ-10 Кл.т. 0,2 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07/ УСВ-2 Рег.№ 41681-10
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
Номера ИКВид электроэнергииГраницы основной погрешности (±δ), %Границы погрешности в рабочих условиях (±δ), %
1-5, 8-11, 13-15, 22-26Активная Реактивная1,2 2,55,7 4,1
6, 7, 18Активная Реактивная1,2 2,55,1 4,1
12, 27Активная Реактивная1,0 2,25,6 4,1
16Активная Реактивная1,0 2,25,0 4,1
17, 19Активная Реактивная1,0 2,15,6 4,1
20, 21Активная Реактивная1,0 1,82,8 3,7
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с±5
Примечания Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 минут). В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 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 характеристикиЗначение
12
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток, % от Iном - коэффициент мощностиот 99 до 101 от 100 до 120 0,87
Продолжение таблицы 4
12
- частота, Гц температура окружающей среды, °С - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 - для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ Р 52425-2005от 49,8 до 50,2 от +21 до +25 от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток, % от Iном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °С - для ТТ и ТН - для электросчетчиков - для УСПД, УСВот 90 до 110 от 2(5) до 120 от 0,5инд. до 0,8емк. от 49,6 до 50,4 от -40 до +35 от -40 до +60 от -10 до +50
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Электросчетчик Меркурий 234: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее УСПД СИКОН С70: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее Устройство синхронизации времени УСВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч140 000 2 220000 70000 35000 70000 1
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, суток, не менее - при отключении питания, лет, не менее УСПД: - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не менее Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее113 10 45 3,5
Надежность системных решений: - защита от кратковременных сбоев питания УСПД и серверов 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; - серверов; - 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).
КомплектностьКомплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование ОбозначениеКоличество
123
Трансформаторы токаТФН-35М4 шт.
Трансформаторы токаАВК 106 шт.
Трансформаторы токаGIF 40,56 шт.
Трансформаторы токаТВ6 шт.
Трансформаторы токаТОЛ-СЭЩ-104 шт.
Трансформаторы токаТЛМ-108 шт.
Трансформаторы токаТФЗМ-35А-У14 шт.
Трансформаторы токаТВ-35/102 шт.
Продолжение таблицы 5
123
Трансформаторы токаТОЛ-НТЗ-104 шт.
Трансформаторы токаТОП-0,666 шт.
Трансформаторы тока встроенныеТВГ-УЭТМ®4 шт.
Трансформаторы токаТЛК-102 шт.
Трансформаторы токаТПЛ-10-М2 шт.
Трансформаторы тока проходные с литой изоляциейТПЛ-102 шт.
Трансформаторы напряженияЗНОМ-35-6515 шт.
Трансформаторы напряженияНАМИТ-105 шт.
Трансформаторы напряженияGEF 40,53 шт.
Трансформаторы напряженияНИОЛ-СТ3 шт.
Трансформаторы напряженияНАМИ-10-95 УХЛ23 шт.
Трансформаторы напряженияНАМИ-102 шт.
Трансформаторы напряженияНАМИТ3 шт.
Трансформаторы напряженияНТМИ-10-661 шт.
Трансформаторы напряжения незаземляемыеНОЛ2 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М.0122 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М.092 шт.
Счетчик электрической энергии статический трехфазныйМеркурий 234 ARTM-00 PB.R1 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональныеПСЧ-4ТМ.05М 2 шт.
УСПДСИКОН С707 шт.
Устройства синхронизации времениУСВ-21 шт.
ПОПирамида 20001 шт.
Формуляр61181777.425180.003.К.90000.2.Ф1 экз.
Методика поверкиМП-312235-071-20191 экз.
Поверкаосуществляется по документу МП-312235-071-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Ишимбайской группы месторождений ПАО АНК «Башнефть». Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 18 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.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Ишимбайской группы месторождения ПАО АНК «Башнефть» 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, г. Уфа, ул. Карла Маркса, д.30, к.1 Телефон: +7 (347) 261-61-61 Факс: +7 (347) 261-62-62 E-mail: info_bn@bashneft.ru
Испытательный центрОбщество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс» (ООО «Энергокомплекс») Адрес: 455000, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Советской Армии, д. 8/1, оф.703 Телефон: +7 (351) 951-02-67 E-mail: encomplex@yandex.ru Аттестат аккредитации ООО «Энергокомплекс» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312235 от 31.08.2017 г.