Номер в госреестре | 50215-12 |
Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Ставропольнефтегаз" |
Изготовитель | ООО "Автоматизированные системы и технологии", г. Москва |
Год регистрации | 2012 |
МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
Описание типа | скачать |
Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Ставропольнефтегаз» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ P 52323-2005, ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
2-й уровень - устройства сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000» со встроенным устройством синхронизации времени на GPS-приемнике и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
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 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.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы
УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям либо с использованием стационарных терминалов сотовой связи на верхний уровень системы (сервер БД).
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по выделенному каналу передачи данных через интернет-провайдера.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя устройство синхронизации времени на GPS-приемнике, входящее в состав УСПД, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. Время часов УСПД синхронизировано с сигналами точного времени от GPS-приемника. Погрешность синхронизации не более
0,1 с. Сличение времени часов сервера БД с временем часов УСПД осуществляется каждый час. Коррекция времени часов сервера выполняется один раз в сутки при достижении допустимого расхождения времени часов сервера и УСПД ±2 с.
Корректировка времени в счетчиках, подключенных к УСПД, проводится автоматически при рассогласовании времени часов счетчиков со временем УСПД более чем на ±1 с. Периодичность проверки - каждые 30 минут.
Корректировка времени в счетчиках, подключенных к серверу ИВК, проводится автоматически при рассогласовании времени собственных часов счетчиков со временем сервера более чем на ±2 с. Периодичность проверки - 1 раз в сутки. Коррекция происходит не более чем на 2 минуты и не чаще чем 1 раз в сутки.
Погрешность системы обеспечения единого времени не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
В системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Ставропольнефтегаз» используется программнотехнический комплекс (ПТК) «ЭКОМ», представляющий собой совокупность технических устройств (аппаратной части ПТК) и программного комплекса (ПК) «Энергосфера» в состав которого входит специализированное ПО. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных, передаваемых из УСПД ИВКЭ в ИВК по интерфейсу Ethernet, является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» (по МИ 3286-2010). Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО
Наимено вание про граммного обеспече ния | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
»а р е ф с о г о, е н Э« | Сервер опроса, Pso.exe | 6.4.125.1460 | b04a40114543ae3e1c7e1e2f34f83 b33 | MD5 |
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики.
Номер точки измерений и наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электро энер гии | Метрологические характеристики ИК | |||||
ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погреш ность в рабочих условиях, % | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | |
1 | ПС 110/35/6 кВ "Затереч-ная", РУ-110 кВ, яч.Л-85 110 кВ | ТФЗМ-110Б- 1У1 600/5 Кл.т.0,5 Зав№58949 Зав.№58962 Зав.№58937 | НКФ-110-83- У1 110000:^3/ 100:V3 Кл.т.0,5 Зав.№27777 Зав.№27794 Зав.№27751 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 04030032 | ЭК0М-3000 Зав. № 12051078 | Актив ная, реак тивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,2 ±4,5 |
2 | ПС 110/35/6 кВ "Затереч-ная", РУ-110 кВ, яч.Л-67 110 кВ | ТФЗМ-110Б-1У1 300/5 Кл.т.0,5 Зав.№50544 Зав.№49207 Зав.№48262 | НКФ-110-57 110000: V3/ 100:V3 Кл.т.0,5 Зав.№27777 Зав.№27794 Зав№27751 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/0,5 Зав.№ 04030026 | ||||
3 | ПС 110/35/6кВ "Колодезная", РУ-110, яч.Л-102 110 кВ | ТФЗН-110Б- 1У1 400/5 Кл.т.0,5 Зав.№60695 Зав.№60084 Зав.№60621 | НКФ-110-57 110000: V3/ 100:V3 Кл.т.0,5 Зав.№1033827 Зав.№1033738 Зав.№1033797 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 04030040 | ЭК0М-3000 Зав. № 12051077 | |||
4 | ПС 110/6кВ "Прасковея-16" ЗРУ-6 кВ яч.№Т-61 6 кВ | ТЛМ-10-2УЗ 800/5 Кл.т.0,5 Зав.№ 2813, Зав.№ 7004 | НТМИ-6-66УЗ 6000/100 Кл.т 0,5 Зав. № 501 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 06051086 | - |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | |
5 | ПС 110/6кВ "Прасковея-16" ЗРУ-6 кВ яч.№Т-62 6 кВ | ТЛМ-10-2УЗ 600/5 Кл.т.0,5 Зав.№ 5642 Зав.№ 4257 | НТМИ-6-66УЗ 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№ 496 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0,5Б/0,5 Зав. № 06051267 | - | Актив ная, реак тивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,2 ±4,5 |
6 | ПС 110/6кВ "Прасковея-16" ЗРУ-6 яч.ТСН-1 0,4 кВ | ТЛМ-10-2УЗ 600/5 Кл.т.0,5 Зав.№ 0137 Зав.№ 7617 | — | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0,5Б/0,5 Зав. № 10032147 | Актив ная, реак тивная | ±1,0 ±2,2 | ±3,1 ±4,4 | |
7 | ПС 110/6кВ "Прасковея-16" ЗРУ-6 яч.ТСН-2 0,4 кВ | ТЛМ-10-2УЗ 600/5 Кл.т.0,5 Зав.№ 8797 Зав.№ 7339 | — | СЭТ- 4ТМ.03М.09 Кл.т.0,5Б/1,0 Зав№ 0808112548 | Актив ная, реак тив- ная | ±1,0 ±2,4 | ±3,1 ±5,0 | |
8 | ПС 35/6 кВ "Лесная-14" ЗРУ-6 кВ яч.№Т-61 6 кВ | ТОЛ-35Б-ПУХЛ1 200/5 Кл.т.0,58 Зав.№ 184 Зав.№ 185 Зав.№ 188 | НАМИ-10-95-УХЛ2 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№166 | СЭТ- 4ТМ.02.2 Кл.т.0,5Б/0,5 Зав№ 05030015 | Актив ная, реак тив- ная | ±1,2 ±2,6 | ±2,2 ±2,7 | |
9 | ПС 35/6 кВ "Лесная-14" ЗРУ-6 кВ яч.№Т-62 6 кВ | ТПЛ-10 75/5 Кл.т.0,5 Зав.№39882 Зав.№40446 | НАМИ-10-95-УХЛ2 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№162 | СЭТ- 4ТМ.02М.02 Кл.т.0,5Б/0,5 Зав№ 0811082471 | Актив ная, реак тив- ная | ±1,2 ±2,6 | ±3,2 ±4,5 | |
10 | ПС 35/6 кВ "Лесная-14" ЗРУ-6 яч.ТСН-1 0,4 кВ | — | — | СЭТ- 4ТМ.02.2 Кл.т.0,5Б/0,5 Зав№ 10032069 | Актив ная, реак тив- ная | ±0,7 ±0,7 | ±1,5 ±1,4 | |
11 | ПС 35/6 кВ "Лесная-14" ЗРУ-6 яч.ТСН-2 0,4 кВ | — | — | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0,5Б/1,0 Зав. № 08052297 | Актив ная, реак тив- ная | ±0,7 ±1,2 | ±1,5 ±2,8 | |
12 | ПС 35/10 кВ "Андрей-Курган", РУ-35 кВ, яч.Л-558 35 кВ | ТОЛ-35Б-ПУХЛ1 200/5 Кл.т.0,58 Зав.№ 184 Зав.№ 185 Зав.№ 188 | ЗНОМ-35-65- У1 35000:^3/100:^3 Кл.т.0,5 Зав.№ 1442958 Зав.№ 1442957 Зав.№ 1443025 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0,5Б/0,5 Зав. № 06051226 | Актив ная, реак тив- ная | ±1,2 ±2,6 | ±2,2 ±2,7 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | |
13 | ПС 35/6 кВ "Зимняя Ставка-2", ЗРУ 6 кВ, яч.Ф.ТП-1 6 кВ | ТПЛ-10 75/5 Кл.т.0,5 Зав.№39882 Зав.№40446 | НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№41 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0,5Б/1,0 Зав. № 08050529 | - | Актив ная, реак тивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,2 ±5,1 |
14 | ПС 35/6 кВ "Зимняя Ставка-2", ЗРУ 6 кВ, яч.Ф.ТП-2 6 кВ | ТПЛ-10 75/5 Кл.т.0,5 Зав.№40445 Зав.№37757 | НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№41 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0,5Б/1,0 Зав. № 06061627 | ||||
15 | ПС 35/6 кВ "Зимняя Ставка-2", ЗРУ 6 кВ, яч.Ф.Д-1 6 кВ | ТПЛ-10 100/5 Кл.т 0,5 Зав.№26882 Зав№91784 | НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№41 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0,5Б/1,0 Зав. № 06061964 | ||||
16 | ПС 35/6 кВ "Зимняя Ставка-2", ЗРУ 6 кВ, яч. Ф. Д-2 6 кВ | ТПЛ-10 100/5 Кл.т 0,5 Зав.№58569 Зав.№38550 | НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№41 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0,5Б/1,0 Зав. № 09061019 | ||||
17 | ПС 35/6 кВ "Зимняя Ставка-2", ЗРУ 6 кВ, яч. Ф. Д-3 6 кВ | ТПЛ-10 100/5 Кл.т 0,5 Зав.№38318 Зав.№38311 | НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№41 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0,5Б/1,0 Зав. № 09060837 | ||||
18 | ПС 110/35/6 кВ "Комрессорная-2", РУ-110 кВ, панель №27 ОПУ Ввод ВЛ-102 110 кВ | ТФЗМ- 110Б-Ш-У1 1000/5 Кл.т 0,5 Зав.№10188 Зав.№10216 Зав.№10214 | НКФ-110-83У1 110000:^3/ 100:V3 Кл.т.0,5 Зав.№57687 Зав.№57698 Зав.№57700 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.тД2Б/0,5 Зав. № 0806112297 | Актив ная, реак тивная | ±1,1 ±2,6 | ±2,9 ±4,5 | |
19 | ПС 110/35/6 кВ "Комрессорная-2", РУ-110 кВ, панель №27 ОПУ Ввод ВЛ-85 110 кВ | ТФЗМ- 110Б-Ш-У1 1000/5 Кл.т. 0,5 Зав.№11317 Зав.№11325 Зав.№11302 | НКФ-110-83У1 110000:^3/ 100:V3 Кл.т.0,5 Зав.№57688 Зав.№57697 Зав.№57699 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.тД2Б/0,5 Зав. № 0808111419 | ||||
20 | ПС 110/35/6 кВ "Затеречная", РУ-35 кВ, яч.Л-526 35 кВ | ТФН-35 150/5 Кл.т.0,5 Зав.№ 17003 Зав.№11410 | ЗНОМ-35-65-У1 35000:^3/ 100:V3 Кл.т.0,5 Зав.№1218948 Зав.№1174572 Зав.№1218483 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.тД5Б/0,5 Зав. № 04030025 | ЭК0М-3000 Зав. № 12051078 | Актив ная, реак тивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,2 ±4,5 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | |
21 | ПС 110/35/6 кВ "Затеречная", РУ-35 кВ, яч. Л-528 35 кВ | ТФЗМ-35А-У1 200/5 Кл.т.0,5 Зав.№71948 Зав.№71952 | ЗНОМ-35-65-У1 35000:^3/ 100:V3 Кл.т.0,5 Зав.№ 1162703 Зав.№ 1162806 Зав.№ 1162781 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0^/0,5 Зав.№ 04030028 | ЭКОМ-3000 Зав. № 12051078 | Актив ная, реак тивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,2 ±4,5 |
22 | ПС 110/35/6 кВ "Затеречная" ЗРУ-6 кВ яч.Ф-652 6 кВ | ТПФМ-10 400/5 Кл.т.0,5 Зав.№99254 Зав.№25356 | НТМИ-10-У2 6000/100 Кл.т.0,2 Зав.№132 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0^/0,5 Зав.№ 04030106 | Актив ная, реак тивная | ±1,0 ±2,3 | ±3,1 ±4,5 | |
23 | ПС 110/35/6 кВ "Затеречная" ЗРУ-6 кВ яч.Ф-655 6кВ | ТПФМ-10 400/5 Кл.т.0,5 Зав.№47230 Зав.№47201 | НТМИ-10-У2 6000/100 Кл.т.0,2 Зав.№132 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0^/1,0 Зав.№ 06051127 | Актив ная, реак тивная | ±1,0 ±2,5 | ±3,1 ±5,1 | |
24 | ПС 110/35/6 кВ "Затеречная" ЗРУ-6 кВ яч.Ф-657 6кВ | ТПФМ-10 400/5 Кл.т.0,5 Зав.№47613 Зав.№47548 | НТМИ-10-У2 6000/100 Кл.т.0,2 Зав.№132 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0^/0,5 Зав.№ 04030097 | Актив ная, реак тивная | ±1,0 ±2,3 | ±3,1 ±4,5 | |
25 | ПС 110/35/6 кВ "Затеречная" ЗРУ-6 кВ яч.Ф-659 6кВ | ТПФМ-10 200/5 Кл.т 0,5 Зав.№50778 Зав.№50821 | НТМИ-10-У2 6000/100 Кл.т.0,2 Зав.№132 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0^/0,5 Зав. № 05030131 | ||||
26 | ПС 110/35/6 кВ "Затеречная" ЗРУ-6 кВ яч.Ф-661 6 кВ | ТПФМ-10 200/5 Кл.т 0,5 Зав.№50823 Зав.№50806 | НТМИ-10-У2 6000/100 Кл.т.0,2 Зав.№132 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0,5S/0,5 Зав. № 04030099 | ||||
27 | ПС 110/10/6 кВ "Нефтекум-ская" ЗРУ-6 яч.Ф-611 6кВ | ТВЛМ-10 400/5 Кл.т.0,5 Зав.№14936 Зав.№14944 | НТМИ-6- 66УЗ 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№5685 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0,5S/0,5 Зав. № 06051194 | 4 g 2 05 30 § ^ Э .в З | Актив ная, реак тивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,2 ±4,5 |
28 | ПС 110/10/6 кВ "Нефтекум-ская" ЗРУ-6 яч.Ф-613 6кВ | ТВЛМ-10 400/5 Кл.т.0,5 Зав.№55671 Зав.№48025 | НТМИ-6- 66УЗ 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№5685 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0,5S/0,5 Зав. № 05030110 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | |
29 | ПС 110/10/6 кВ "Нефтекум-ская" ЗРУ-6 яч.Ф-614 6кВ | ТВЛМ-10 400/5 Кл.т.0,5 Зав.№44361, Зав.№44275 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№3396 | СЭТ- 4ТМ.02.2 Кл.т.0,5Б/0,5 Зав.№ 05030070 | ЭКОМ-3000 Зав. № 09051024 | Ак тивная реак тивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,2 ±4,5 |
30 | ПС 110/10/6 кВ "Нефтекум-ская" ЗРУ-6 яч.Ф-615 6кВ | ТВЛМ-10 400/5 Кл.т.0,5 Зав.№44251 Зав.№55783 | НТМИ-6- 66УЗ 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№5685 | СЭТ- 4ТМ.02.2 Кл.т.0,5Б/0,5 Зав.№ 05030087 | ||||
31 | ПС 110/10/6 кВ "Нефтекум-ская" ЗРУ-6 яч.Ф-616 6кВ | ТВЛМ-10 400/5 Кл.т.0,5 Зав.№55836 Зав.№55838 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№3396 | СЭТ- 4ТМ.02.2 Кл.т.0,5Б/0,5 Зав.№ 05030090 | ||||
32 | ПС 110/10/6 кВ "Нефтекум-ская" ЗРУ-6 яч.Ф-617 6кВ | ТВЛМ-10 600/5 Кл.т.0,5 Зав.№48638 Зав.№48664 | НТМИ-6- 66УЗ 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№5685 | СЭТ- 4ТМ.02.2 Кл.т.0,5Б/0,5 Зав.№ 04030088 | ||||
33 | ПС 110/10/6 кВ "Нефтекум-ская" ЗРУ-6 яч.Ф-620 6кВ | ТВЛМ-10 300/5 Кл.т.0,5 Зав.№52581 Зав.№21480 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№3396 | СЭТ- 4ТМ.02.2 Кл.т.0,5Б/0,5 Зав.№ 05030013 | ||||
34 | ПС 110/10/6 кВ "Нефтекум-ская" ЗРУ-6 яч.Ф-621 6кВ | ТВЛМ-10 300/5 Кл.т.0,5 Зав.№14512 Зав.№60376 | НТМИ-6- 66УЗ 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№5685 | СЭТ- 4ТМ.02.2 Кл.т.0,5Б/0,5 Зав.№ 05030033 | ||||
35 | ПС 110/10/6 кВ "Нефтекум-ская" ЗРУ-6 яч.Ф-622 6кВ | ТВЛМ-10 300/5 Кл.т.0,5 Зав.№20441 Зав.№21473 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№3396 | СЭТ- 4ТМ.02.2 Кл.т.0,5Б/0,5 Зав.№ 06061978 | ||||
36 | ПС 110/10/6 кВ "Нефтекум-ская" ЗРУ-6 яч.Ф-628 6кВ | ТВЛМ-10 400/5 Кл.т.0,5 Зав.№57535 Зав.№57001 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№3396 | СЭТ- 4ТМ.02М.02 Кл.т.0,5Б/0,5 Зав.№ 0811081293 | ||||
37 | ПС 110/10/6 кВ "Нефтекум-ская" ЗРУ-6 яч.Ф-633 6кВ | ТВЛМ-10 400/5 Кл.т.0,5 Зав.№36562 Зав.№54879 | НТМИ-6- 66УЗ 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№5685 | СЭТ- 4ТМ.02.2 Кл.т.0,5Б/0,5 Зав.№ 05030127 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | |
38 | ПС 110/10/6 кВ "Нефтекум-ская" ЗРУ-6 яч.Ф-642 6кВ | ТВЛМ-10 400/5 Кл.т.0,5 Зав. №66666 Зав.№66500 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№3396 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0^/1,0 Зав. № 06051199 | ЭКОМ-3000 Зав. № 09051024 | Актив ная, реак тивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,2 ±5,1 |
39 | ПС 110/35/6кВ "Колодезная", РУ-35, яч.Л-310 35 кВ | ТФЗМ-35-АУ1 150/5 Кл.т.0,5 Зав.№36312 Зав.№35889 | ЗНОМ-35-65-У1 35000:^3/ 100:V3 Кл.т.0,5 Зав.№1143329 Зав.№1382093 Зав.№1262104 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0^/0,5 Зав. № 04030021 | ЭКОМ-3000 Зав. № 12051077 | Актив ная, реак тивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,2 ±4,5 |
40 | ПС 110/35/6кВ "Колодезная" ЗРУ-6 яч.Ф-691 6 кВ | ТПЛ-10 300/5 Кл.т.0,5 Зав.№13391 Зав.№28618 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№353 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0^/0,5 Зав. № 04030013 | ||||
41 | ПС 110/35/6кВ "Колодезная" ЗРУ-6 яч.Ф-692 6 кВ | ТПЛ-10 300/5 Кл.т.0,5 Зав.№23761 Зав.№23085 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№353 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0,5S/0,5 Зав. № 04030094 | ||||
42 | ПС 110/35/6кВ "Колодезная" ЗРУ-6 яч.Ф-695 6 кВ | ТПЛ-10 300/5 Кл.т.0,5 Зав.№85069 Зав.№21220 | НТМИ-6-66УЗ 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№326 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0^/0,5 Зав. № 05030094 | ||||
43 | ПС 110/10 кВ "Урожайная", ЗРУ -10 кВ, яч.ф.423 10кВ | ТЛМ-10-2У3 100/5 Кл.т.0,5 Зав.№0421 Зав.№0265 | НТМИ-10-66УЗ 10000/100 Кл.т.0,5 Зав.№5004 Зав.№5034 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0,5S/0,5 Зав. № 0811081328 | - | |||
44 | ПС 110/35/10кВ "Ачикулак-ская", РУ-35, яч.Л-557 35 кВ | ТФЗМ-35А-У1 400/5 Кл.т.0,5 Зав.№24645 Зав.№18384 | ЗНОМ-35-65-У1 35000:^3/ 100:V3 Кл.т.0,5 Зав.№1150509 Зав.№1313387 Зав.№ 1162472 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0^/0,5 Зав. № 05030010 | ||||
45 | ПС 35/10кВ "Владимиров-ская" ЗРУ-10 кВ яч. Ф-497 10 кВ | ТВК-10 100/5 Кл.т.0,5 Зав.№24645 Зав.№18384 | НТМИ-10-66УЗ 10000/100 Кл.т.0,5 Зав.№1597 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т.0,5S/0,5 Зав. № 05030004 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | |
46 | ПС 35/10 кВ "Чкаловская", ЗРУ-10 кВ, яч.Ф-160 10 кВ | ТПЛ-10 100/5 Кл.т.0,5 Зав.№4538 Зав.№8032 | НТМИ-10-66УЗ 10000/100 Кл.т.0,5 Зав.№4029 | СЭТ- 4ТМ.02.2 Кл.т.0^/0,5 Зав.№ 05030021 | - | Актив ная, реак тивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,2 ±4,5 |
47 | ПС 110/10кВ "Красный октябрь", ЗРУ-10 кВ, яч.Ф-186 10 кВ | ТВК-10- УХЛ3 100/5 Кл.т.0,5 Зав.№24875 Зав.№11051 | НТМИ-10-66УЗ 10000/100 Кл.т.0,5 Зав.№2414 | СЭТ- 4ТМ.02.2 Кл.т.0^/1,0 Зав.№ 06051302 | Актив ная, реак тивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,2 ±5,1 | |
48 | ТП Насосной водохранилища ОСВ 6/0,4кВ, Ввод 0,4кВ | ТШП-0,66 400/5 Кл.т.0,5 Зав.№75977 Зав.№75945 Зав.№75025 | — | СЭТ- 4ТМ.02.2 Кл.т.0^/1,0 Зав.№ 08061344 | Актив ная, реак тивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,1 ±5,0 | |
49 | ТП Промвода 6/0,4кВ, Ввод-2 0,4кВ | ТШП-0,66 400/5 Кл.т. 0,5 Зав.№75922 Зав.№75925 Зав.№75902 | — | СЭТ- 4ТМ.02.2 Кл.т.0^/0,5 Зав.№ 08060255 | Актив ная, реак тивная | ±1,0 ±2,2 | ±3,1 ±4,4 | |
50 | ТП-7, Ф-657, ПС Затеречная 110/10/6 кВ | ТОП-0,66У3 200/5 Кл.т. 0,5 Зав.№79905; Зав.№79894; Зав.№79966 | — | ЦЭ6850М Кл.т.0^/0,5 Зав.№ 0072510410004 79 | ЭКОМ-3000 Зав. № 12051078 | Актив ная, реак тивная | ±0,8 ±2,2 | ±2,9 ±4,5 |
51 | ТП-10, Ф-657, ПС Затеречная 110/10/6 кВ | ТШП-0,66 400/5 Кл.т. 0,5 Зав.№63786; Зав.№63779; Зав.№63848 | — | ЦЭ6850М Кл.т.0^/0,5 Зав.№ 88869071 | ||||
52 | ТП-6, Ф-655 ПС Затеречная 110/10/6 кВ | ТОП-0,66У3 100/5 Кл.т. 0,5 Зав.№65698; Зав.№68683; Зав.№65704 | — | ЦЭ6850М Кл.т.0,2S/0,5 Зав.№ 0072510430007 37 | ||||
53 | ТП-9, Ф-655 ПС Затеречная 110/10/6 кВ | ТТИ-А- 0,66У3 200/5 Кл.т. 0,5 Зав.№019366 Зав.№019368 Зав.№019367 | — | ЦЭ6850М Кл.т.0^/0,5 Зав.№ 88868894 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | |
54 | ТП-3, Ф-63, ПС Затеречная 110/10/6 кВ | ТШП-0,66У3 200/5 Кл.т. 0,5 Зав.№57165; Зав.№57157; Зав.№57166 | — | ЦЭ6850М Кл.т.0,2S/0,5 Зав.№ 87865075 | ЭК0М-3000 Зав. № 12051078 | Актив ная, реак тивная | ±0,8 ±2,2 | ±2,9 ±4,5 |
55 | ТП-1, Ф-63, ПС Затеречная 110/10/6 кВ | ТШП-0,66У3 600/5 Кл.т. 0,5 Зав.№ 11626; Зав.№11678; Зав.№11719 | — | ЦЭ6850М Кл.т.0,2S/0,5 Зав.№ 88869360 | ||||
56 | ТП-4, Ф-66, ПС Затереч-ная-2 35/6 кВ | Т-0,66 400/5 Кл.т. 0,5 Зав.№71786; Зав.№74870; Зав.№75953 | — | ЦЭ6850М Кл.т.0^/0,5 Зав.№ 88869314 | ||||
57 | ТП-5, Ф-66, ПС Затереч-ная-2 35/6 кВ | Т-0,66 200/5 Кл.т. 0,5 Зав.№81005; Зав.№81014; Зав.№79899 | — | ЦЭ6850М Кл.т.0,2S/0,5 Зав.№ 88869191 | ||||
58 | ТП-2, Ф-64, ПС Затереч-ная-2 35/6 кВ | Т-0,66 300/5 Кл.т. 0,5 Зав.№73758; Зав.№73697; Зав.№73720 | — | ЦЭ6850М Кл.т.0,2S/0,5 Зав.№ 88869115 | ||||
59 | ТП-8 ,Ф-64, ПС Затереч-ная-2 35/6 кВ | Т-0,66 300/5 Кл.т. 0,5 Зав.№53099; Зав.№58005; Зав.№58088 | — | ЦЭ6850М Кл.т.0^/0,5 Зав.№ 88868960 | ||||
60 | ТП-11, Ф-64 , ПС Затереч-ная-2 35/6 кВ | Т-0,66 200/5 Кл.т. 0,5 Зав.№84885; Зав.№83050; Зав.№85129 | — | ЦЭ6850М Кл.т.0^/0,5 Зав.№ 87865008 | ||||
61 | ПС Зимняя Ставка 35/6, Ф-12 | ТОЛ СЭЩ-10-11 100/5 Кл.т. 0,5S Зав.№21510-08 Зав.№21512-08 | 3НОЛП-6У2 6000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5 Зав.№ 4756; Зав.№ 4616; Зав.№ 4735 | ЦЭ6850М Кл.т.0,2S/0,5 Зав.№ 88869280 | - | Актив ная, реак тивная | ±1,0 ±2,6 | ±1,8 ±2,9 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05)^Ином; ток (1 - 1,2)Тном; cosj = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1)-Цном; ток (0,05 - 1,2)Тном; 0,5 инд.<cosф<0,8 емк.;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °С, для счетчиков СЭТ-4ТМ.02.2, ЦЭ6850М от минус 40 до + 55 °С; СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М - от минус 40 до + 60 °С; для УСПД от минус 10 до +50 °С, для сервера от +10 до +35 °С.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05Тном, cosj = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до + 30 °С.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ P 52323-2005, ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как неотъемлемая часть.
8. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Госреестр средств измерений.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более 168 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.02.2 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более 168 ч;
- электросчётчик ЦЭ6850М - среднее время наработки на отказ не менее 160000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более 168 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности 24 ч;
- ИВК - коэффициент готовности - не менее 0,99; среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД 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;
- выключение и включение УСПД;
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, параметрирова-
нии:
- электросчетчика,
- УСПД,
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений - 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора - 30 мин (функция автоматизирована).
Г лубина хранения информации:
- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток;
- УСПД - хранение информации не менее 35 суток; хранение информации при отключении питания не менее 1 года;
- сервер БД - хранение информации не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность АИИС КУЭ соответствует паспорт-формуляру, в котором приведен полный перечень измерительных, связующих и вычислительных компонентов, образующих каждый измерительный канал.
В комплект поставки входит техническая и эксплуатационная документация на систему и на комплектующие средства измерений, методика поверки.
осуществляется по документу МП 50215-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Ставропольнефтегаз». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2012 году.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Счетчик СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1;
- Счетчик СЭТ-4ТМ.02.2 - 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»;
- Счетчик ЦЭ6850М - по документу «Счетчики электрической энергии ЦЭ6850. Методика поверки ИНЕС.411152.034 Д1»;
- УСПД «ЭКОМ-3000» - по методике поверки МП 26-262-99.
Средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по методике поверки на АИИС КУЭ.
Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Ставропольнефтегаз». Руководство по эксплуатации».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия». «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983-2001 ГОСТ 7746-2001 ГОСТ Р 52323-2005
ГОСТ Р 52425-2005
ГОСТ 22261-94
ГОСТ Р 8.596-2002
«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5 S».
«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
- осуществление торговли и товарообменных операций.
Зарегистрировано поверок | 12 |
Поверителей | 6 |
Актуальность данных | 18.11.2024 |