Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" (ХМАО-Югра и РБ) (ХМАО-Югра и РБ)

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" (ХМАО-Югра и РБ) (ХМАО-Югра и РБ) — техническое средство с номером в госреестре 77280-20 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 001. 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 ПАО АНК "Башнефть" (ХМАО-Югра и РБ) (ХМАО-Югра и РБ) .

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 ПАО АНК "Башнефть" (ХМАО-Югра и РБ) (ХМАО-Югра и РБ) .

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
77280-20
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" (ХМАО-Югра и РБ) (ХМАО-Югра и РБ)
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.№ 001
НазначениеСистема 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.
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 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 ХМL 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 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
1ПС 110 кВ Кошильская, РУ-35 кВ, 1СШ-35 кВ, яч. №1, ф. № 1ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 8555-81ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 Ктн=35000:√3/100:√3 Рег. № 912-70СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-09
2ПС 110 кВ Кошильская, РУ-35 кВ, 1СШ-35 кВ, яч. №2, ф. № 2ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 Ктт=200/5 Рег. № 8555-81
3ПС 110 кВ Кошильская, РУ-35 кВ, 1СШ-35 кВ, яч. №3, ф. № 3GIF 40,5 Кл.т. 0,2S Ктт=400/5 Рег. № 30368-05
4ПС 110 кВ Кошильская, РУ-35 кВ, 1СШ-35 кВ, яч. №4, ф. № 4ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 Ктт=200/5 Рег. № 8555-81
5ПС 110 кВ Кошильская, РУ-35 кВ, 2СШ-35 кВ, яч. №5, ф. № 5ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 Ктт=200/5 Рег. № 8555-81ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 Ктн=35000:√3/100:√3 Рег. № 912-70СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04
6ПС 110 кВ Кошильская, РУ-35 кВ, 2СШ-35 кВ, яч. №6, ф. № 6ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 Ктт=200/5 Рег. № 8555-81
7ПС 110 кВ Кошильская, РУ-35 кВ, 2СШ-35 кВ, яч. №7, ф. № 7GIF 40,5 Кл.т. 0,2S Ктт=400/5 Рег. № 30368-05
Продолжение таблицы 2
123456
8ПС 110 кВ Кошильская, РУ-35 кВ, 2СШ-35 кВ, яч. №8, ф. № 8ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 Ктт=200/5 Рег. № 8555-81ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 Ктн=35000:√3/100:√3 Рег. № 912-70СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-09
9ПС 110 кВ Кошильская, ввод 0,4 кВ ТСН-1ТШП-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
10ПС 110 кВ Кошильская, ввод 0,4 кВ ТСН-2ТШП-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
11ПС ДНС-2-Магма фидер 18АВК 10 Кл.т. 0,5 Ктт=150/5 Рег. № 47171-11UMZ Кл.т. 0,5 Ктн=6000:√3/100:√3 Рег. № 16047-97СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12- / УСВ-2 Рег. № 41681-10
12ПС 35 кВ Александровка, ввод 0,4 кВ ТСН-2ТОП Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 47959-11- СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10
13ВЛ-10 кВ ф. 231 от ПС 35 кВ Питяково, оп. 54, отпайка, РУ-10 кВ К-112IMZ Кл.т. 0,5 Ктт=75/5 Рег. № 16048-97НОЛ.08 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 3345-04СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08- / УСВ-2 Рег. № 41681-10
14ПC 35 Кузбаево, КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 16, ВЛ-6 кВ ф. 16АВК 10 Кл.т. 0,5 Ктт=150/5 Рег. № 47171-11НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег. № 16687-07СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10
Продолжение таблицы 2
123456
15ПС 35 кВ Хмелевка, КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. № 17, КЛ-6 кВ ф. 17ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 7069-79ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/√3/100/√3 Рег. № 3344-72СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10
16ВЛ-6 кВ ф. 308-15 от ПС 110 кВ Восток, отпайка от оп. 78, ВМО-6 кВТПЛ-10с Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 29390-05НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн= 6000/100 Рег. № 11094-87ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07- / УСВ-2 Рег. № 41681-10
17ПС 35 кВ Казарма, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 8, ВЛ-10 кВ ф. 8ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=150/5 Рег. № 1276-59НАМИТ Кл.т. 0,2 Ктн= 10000/100 Рег. № 70324-18СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08- / УСВ-2 Рег. № 41681-10
18ПС 35 кВ Карагай, 2 с.ш. 6 кВ, яч. № 11, ВЛ-6 кВ ф. 51-02ТЛК10-6 Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 9143-01НАМИТ-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
19ПС 35 кВ КНС-29, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т-1ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=600/5 Рег. № 1261-59НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн= 6000/100 Рег. № 831-53СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08- / УСВ-2 Рег. № 41681-10
20ПС 110 кВ Кожай-Максимово, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 11, КЛ-6 кВ ф. 11ТПФМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=300/5 Рег. № 814-53НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег. № 16687-07СЕ 304 S32 402-JAAQ2HY Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31424-07СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10
Продолжение таблицы 2
123456
21ПС 110 кВ Мартыново, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 8, ВЛ-6 кВ ф. 8ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт=300/5 Рег. № 69606-17НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег. № 16687-07СЕ 304 S32 402-JAAQ2HY Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31424-07СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10
22ПС 35 кВ Абдрашитово, 1 с.ш. 10 кВ, ввод 10 кВ ТВЛМ Кл.т. 0,5 Ктт=600/5 Рег. № 45040-10НАМИТ Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 70324-18СЕ 304 S32 402-JAAQ2HY Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31424-07СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10
23ПС 110 кВ Калегино, КРУН-6 кВ, яч. 7, ВЛ-6 кВ ф. 7ТВЛМ Кл.т. 0,2S Ктт=400/5 Рег. № 45040-10НАМИТ-10 Кл.т. 0,2 Ктн=6000/100 Рег. № 16687-13CE 304 S32 402-JAAQ2HY Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31424-07СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10
24ПС 110 кВ Шушнур, КРУН-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 19, ВЛ-6 кВ ф. 19ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=200/5 Рег. № 2473-00НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег. № 16687-97СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08СИКОН С70 Рег. №28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10
25ПС 110 кВ Юсупово, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 6, ВЛ-6 кВ ф. 1706ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=200/5 Рег. № 1276-59НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег. № 831-53CE 304 S32 402-JAAQ2HY Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31424-07СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10
26ПС 110 кВ Юсупово, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 16, ВЛ-6 кВ ф. 1716ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт=300/5 Рег. № 51679-12НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег. № 831-53CE 304 S32 402- JAAQ2HY Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31424-07
Продолжение таблицы 2
123456
27ПC 35 кВ Илькино, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 4, ВЛ-10 кВ ф. 4ТЛК-СТ Кл.т. 0,5 Ктт=150/5 Рег. № 58720-14НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07СЕ 304 S32 402-JAAQ2HY Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31424-07СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10
28ПC 35 кВ Илькино, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 8, ВЛ-10 кВ ф. 8ТЛК-СТ Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 58720-14
29ПC 110 кВ Ташлыкуль, 1 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Ташлыкуль - ПетропавловкаТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 Ктт=200/5 Рег. № 3690-73ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 Ктн=35000:√3/100:√3 Рег. № 912-70СЕ 304 S32 402-JAAQ2HY Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31424-07СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10
30ПС 110 кВ Серафимовка, ЗРУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Серафимовка - Кызыл-ЯровоТВ-35/10Т Кл.т. 0,5 Ктт=300/5 Рег. № 4462-74ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 Ктн=35000:√3/100:√3 Рег. № 912-70СЕ 304 S32 402-JAAQ2HY Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31424-07СИКОН С70 Рег. №28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10
31ПС 35 кВ Кандры, ввод 0,4 кВ ТСН-1Т-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт=300/5 Рег. № 29482-07-СЕ 304 S32 632-JAAQ2HY Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31424-07СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10
32ПС 35 кВ Кандры, 2 с.ш. 10 кВ, ввод 10 кВ ТЛК10 Кл.т. 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 9143-83НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн=10000/100 Рег. № 11094-87СЕ 304 S32 402-JAAQ2HY Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31424-07
33ПС 35 кВ Кандры, ввод 0,4 кВ ТСН-2Т-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
Продолжение таблицы 2
123456
34ПС 35 кВ Туктагул, ввод 0,4 кВ ТСН-1ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт=200/5 Рег. № 57218-14- СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10
35ПС 35 кВ Николаевка, 1 с.ш. 10 кВ, ввод 10 кВТПЛ-10с Кл.т. 0,5 Ктт=300/5 Рег. № 29390-10НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн=10000/100 Рег. № 11094-87СЕ 304 S32 402-JAAQ2HY Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31424-07СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10
36ПС 35 кВ Николаевка, ввод 0,4 кВ ТСН-1ТОП-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
37ПС 110 кВ Ардатовка, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-1ТФМ-110-II Кл.т. 0,5S Ктт=150/5 Рег. № 53622-13НКФ-110-57 Кл.т. 0,2 Ктн=110000/√3/100/√3 Рег. № 14205-05СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10
38ПС 110 кВ Ардатовка, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-2ТФМ-110-II Кл.т. 0,5S Ктт=150/5 Рег. № 53622-13НКФ-110-57 Кл.т. 0,2 Ктн=110000/√3/100/√3 Рег. № 14205-05СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
39ПС 110 кВ Ардатовка, КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 24, ВЛ-10 кВ ф. 325-01ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 32139-11НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 831-69СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
Номера ИКВид электроэнергииГраницы основной погрешности (±δ), %Границы погрешности в рабочих условиях (±δ), %
1, 4-6Активная Реактивная1,1 2,35,5 2,8
2, 8Активная Реактивная1,1 2,55,5 4,1
3, 7Активная Реактивная1,0 2,44,7 3,9
9, 10Активная Реактивная1,0 2,15,6 4,1
11, 20, 22, 25, 27-30Активная Реактивная1,1 2,55,5 4,1
12, 31, 33, 34, 36Активная Реактивная1,0 2,15,6 4,1
13-15, 18, 19, 24, 39Активная Реактивная1,2 2,55,7 4,1
16, 17Активная Реактивная1,0 2,25,6 4,1
21, 26Активная Реактивная1,1 2,54,8 4,1
23Активная Реактивная0,5 1,42,0 3,6
32, 35Активная Реактивная0,9 2,25,4 4,1
37, 38Активная Реактивная1,0 2,25,0 4,1
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 мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °С - для счетчиков активной энергии: ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012 - для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 26035-83 ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ31819.23-2012 от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от 49,8 до 50,2 от +21 до +25 от +18 до +22 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.03: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег.№ 36697-08), ПСЧ-4ТМ.05М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег.№ 36697-12): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег.№ 36697-17): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч90000 2 140 000 2 165000 2 220000 2
Продолжение таблицы 4
12
Электросчетчики СЕ 304: - 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, ч120000 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 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).
КомплектностьКомплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование ОбозначениеКоличество
123
Трансформаторы токаТФЗМ 35А-ХЛ112 шт.
Трансформаторы токаGIF 40,54 шт.
Трансформаторы тока шинныеТШП-0,666 шт.
Трансформаторы токаАВК 105 шт.
Трансформаторы тока опорныеТОП3 шт.
Трансформаторы токаIMZ2 шт.
Трансформаторы токаТОЛ 102 шт.
Трансформаторы токаТПЛ-10с4 шт.
Трансформаторы тока проходные с литой изоляциейТПЛ-104 шт.
Трансформаторы токаТЛК10-62 шт.
Трансформаторы токаТПОЛ-102 шт.
Трансформаторы токаТПФМ-102 шт.
Трансформаторы токаТОЛ-НТЗ4 шт.
Трансформаторы токаТВЛМ4 шт.
Трансформаторы токаТЛМ-102 шт.
Трансформаторы токаТЛК-СТ4 шт.
Трансформаторы токаТФЗМ-35А-У12 шт.
Трансформаторы токаТВ-35/10Т3 шт.
Трансформаторы токаТ-0,666 шт.
Трансформаторы токаТЛК102 шт.
Трансформаторы токаТОП-0,666 шт.
Трансформаторы токаТФМ-110-II6 шт.
Продолжение таблицы 5
123
Трансформаторы токаТОЛ-СЭЩ-102 шт.
Трансформаторы напряженияЗНОМ-35-6512 шт.
Трансформаторы напряженияUMZ3 шт.
Трансформаторы напряженияНОЛ.081 шт.
Трансформаторы напряженияНАМИТ-107 шт.
Трансформаторы напряженияЗНОЛ.063 шт.
Трансформаторы напряженияНАМИ-103 шт.
Трансформаторы напряженияНТМИ-10-661 шт.
Трансформаторы напряженияНТМИ-63 шт.
Трансформаторы напряженияНКФ-110-576 шт.
Трансформаторы напряженияНАМИТ2 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.034 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М5 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М.095 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М.0110 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональныеПСЧ-4ТМ.05М1 шт.
Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазныеCE 304 S32 402-JAAQ2HY12 шт.
Счетчик активной и реактивной электрической энергии трехфазныйСЕ 304 S32 632-JAAQ2HY 2 шт.
Контроллеры сетевые индустриальныеСИКОН С7017 шт.
Устройства синхронизации времениУСВ-28 шт.
ПОПирамида 20001 шт.
Формуляр61181777.425180.003.К.90000.1.Ф1 экз.
Методика поверкиМП-312235-070-20191 экз.
Поверкаосуществляется 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.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии 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
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.