| Номер в госреестре | 73876-19 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТПП "ЛУКОЙЛ - Ухтанефтегаз" |
| Изготовитель | ООО "Энергометрология", г.Москва |
| Год регистрации | 2019 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТПП «ЛУКОЙЛ - Ухтанефтегаз» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - измерительно - вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД-2) RTU-325, каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс HP ProLiant ML370 (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД), устройство сбора и передачи данных (УСПД-1) RTU-327, локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «Альфа ЦЕНТР», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на из мерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт*ч.
На уровне ИВКЭ УСПД-2 по проводным линиям связи, каналам радиосвязи и GSM считывает значения мощностей и текущие показания счетчиков. Результаты поступают на вход УСПД-1 уровня ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и хранение измерительной информации.
ИВК, с периодичностью один раз в 30 минут, по сети Ethernet (основной канал) или по сети GSM (резервный канал) через коммутатор опрашивает УСПД-1 уровня ИВК и считывает с него получасовые значения электроэнергии, показания счетчиков на 0 часов, энергию за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных АИИС КУЭ. Далее ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML на автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой организации. АРМ энергосбытовой организации подписывает данные отчеты электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по каналу связи сети Интернет в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) со встроенным GPS-приемником. В СОЕВ входят: УССВ, счетчики электроэнергии, УСПД-1, УСПД-2, ИВК.
Сравнение показаний часов УСПД-1 от УССВ происходит 1 раз в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД-1 и УССВ на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД-1 с УСПД-2 и ИВК происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов устройств сбора и передачи данных и ИВК на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД-2 происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД-2 на величину более чем ±2 с.
Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа ЦЕНТР» (версия не ниже 15.07.04). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки программного обеспечения
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3Е736В7Е380863Е44СС8Е6Е7ББ211С54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
| о, <и м о к | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСПД-1 / УСПД-2 / УССВ / ИВК | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110/35/6 кВ "Нижний Одес" ЗРУ-6кВ яч.24 | ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | RTU-327 Рег. № 41907-09, RTU-325 Рег. № 37288-08, / УССВ-35HVS, / HP ProLiant ML370 |
| 2 | ПС 110/35/6 кВ "Нижний Одес" ЗРУ-6кВ яч.22 | ТВЛМ-10 300/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 3 | ПС 110/35/6 кВ "Нижний Одес" ЗРУ-6кВ яч.3 | ТВЛМ-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 | НАМИ-10 6000/100 КТ 0,2 Рег. № 11094-87 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 4 | ПС 110/35/6 кВ "Нижний Одес" ЗРУ-6кВ яч.4 | ТВЛМ-10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 | НАМИ-10 6000/100 КТ 0,2 Рег. № 11094-87 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 5 | ПС 110/35/6 кВ "Нижний Одес" ЗРУ-6кВ яч.8 | ТПЛ-10 300/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | НАМИ-10 6000/100 КТ 0,2 Рег. № 11094-87 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 6 | ПС 110/35/6 кВ "Нижний Одес" ЗРУ-6кВ яч.9 | ТВЛМ-10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 | НАМИ-10 6000/100 КТ 0,2 Рег. № 11094-87 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 7 | ПС 110/35/6 кВ "Нижний Одес" ЗРУ-6кВ яч.18 | ТВЛМ-10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 8 | ПС 110/35/6 кВ "Нижний Одес" ЗРУ-6кВ яч.19 | ТВЛМ-10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 9 | ПС 35/6 кВ №505 "Нижний Одес" ЗРУ-6 кВ яч.2 | АВК-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 47171-11 | VSK-I-10b 6000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 47172-11 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 10 | ПС 35/6 кВ № 505 "Нижний Одес" ТСН ввод 0,23 кВ РУ-0,23 кВ | ТОП-0,66 100/5, КТ 0,5S Рег. № 40110-08 | - | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | RTU-327 Рег. № 41907-09, RTU-325 Рег. № 37288-08, / УССВ-35HVS, / HP ProLiant ML370 |
| 11 | ПС 35/6 кВ № 505 "Нижний Одес" ЗРУ-6 кВ яч. 4 | АВК-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 47171-11 | VSK-I-10b 6000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 47172-11 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 12 | ПС 35/6 кВ № 505 "Нижний Одес" ЗРУ-6 кВ яч. 5 | АВК-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 47171-11 | VSK-I-10b 6000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 47172-11 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 13 | ПС 35/6 кВ №580 "Джьер" ЗРУ-6 кВ 2 С.Ш. яч. 12 | ТВЛМ-10 50/5, КТ 0,5S Рег. № 1856-63 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 14 | ПС 35/6 кВ № 580 "Джьер" ЗРУ-6 кВ 2 С.Ш. яч. 4 | ТВЛМ-10 100/5, КТ 0,5S Рег. № 1856-63 | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 15 | ПС 35/6 кВ №580 "Джьер" ЗРУ-6 кВ 1 С.Ш. яч. 1 | ТВЛМ-10 50/5, КТ 0,5S Рег. № 1856-63 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 16 | ПС 35/6 кВ № 580 "Джьер" ЗРУ-6 кВ 1 С.Ш. яч. 3 | ТВЛМ-10 50/5, КТ 0,5S Рег. № 1856-63 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 17 | ПС35/6кВ № 503 "ДНС-2" Т-2 ввод 6кВ ЗРУ-6 кВ | АВК-10А 600/5, КТ 0,5 Рег. № 47171-11 | ЗНОЛ-ЭК 6000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 68841-17 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 18 | ПС 35/6кВ № 503 "ДНС-2" ввод 0,23 кВ от ТСН-2 | ТОП-0,66 100/5, КТ 0,5S Рег. № 40110-08 | - | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 19 | ПС 35/6кВ № 502 "ГНСП-З" ввод 6 кВ ЗРУ-6 кВ | IMZ 10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 16048-04 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 20 | ПС 35/6кВ № 502 "ГНСП-З" ТСН ввод 0,23 кВ РУ-0,23 кВ | ТОП-0,66 100/5, КТ 0,5S Рег. № 40110-08 | - | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | RTU-327 Рег. № 41907-09, RTU-325 Рег. № 37288-08, / УССВ-35HVS, / HP ProLiant ML370 |
| 21 | ПС 35/6 кВ № 506 "Расью" ЗРУ-6 кВ яч. 2 ввод 6 кВ | АВК-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 47171-11 | VSK-I-10b 6000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 47172-11 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 22 | ПС 35/6 кВ № 506 "Расью" ТСН ввод 0,23 кВ РУ-0,23 кВ | ТОП-0,66 100/5, КТ 0,5S Рег. № 40110-08 | - | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 23 | ПС 35/6кВ № 504 "ДНС-3" Т-1 ввод 6 кВ ЗРУ-6 кВ | ТЛК-СТ-10-5(2.1) 600/5, КТ 0,5S Рег. № 58720-14 | ЗНОЛ.06-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 | A1805RALX-P4GB-DW-3 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
| 24 | ПС 35/6кВ № 504 "ДНС-3" ЩСН-0,4 кВ ЗРУ 6 кВ ТСН яч.З | ТОП-0,66 150/5, КТ 0,5 Рег. № 40110-08 | - | A1805RALX-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
| 25 | ПС 110/20/10 кВ "Усть-Цильма" ЗРУ-10 кВ яч. 3 | ТЛО-10 200/5, КТ 0,5S Рег. № 25433-03 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | A1805RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
| 26 | ПС 110/10 "Щельяюр" ЗРУ-10 кВ яч. 3 | ТЛМ-10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-00 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 27 | ВРУ-0,4 кВ (КТП № 59) Промбазы Щель- яюр ЦДНГ-5 | Т-0,66 М УЗ/II 200/5, КТ 0,5 Рег. № 50733-12 | - | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 28 | ПС 110/10 кВ "Чикшино" ЗРУ-10 кВ яч. 19 | ТЛМ-10 150/5, КТ 0,5 Рег. № 48923-12 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 29 | ПС 110/10 кВ "Чикшино" ЗРУ-10 кВ яч. 24 | ТЛМ-10 150/5, КТ 0,5 Рег. № 48923-12 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 30 | ПС 110/35/6 кВ "Кыртаель" ОРУ-110 кВ ввод Т-2 (ВЛ-127) | TG 145N 200/5, КТ 0,2S Рег. № 15651-12 | СРВ 123 110000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 47179-11 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 31 | ПС 110/35/6 кВ "Кыртаель" ОРУ-110 кВ ввод Т-1 (ВЛ-128) | TG 145N 200/5, КТ 0,2S Рег. № 15651-12 | СРВ 123 110000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 47179-11 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 32 | ПС 110/20/10 "Кожва" ОРУ-110 кВ ВЛ-110 кВ № 129 | ТФЗМ-110Б 300/5, КТ 0,5 Рег. № 26422-06 | НКФ-110-83У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
| 33 | ПС 110/20/10 "Кожва" ОРУ-110 кВ ВЛ-110 кВ № 130 | ТФЗМ-110Б 300/5, КТ 0,5 Рег. № 26422-06 | НКФ-110-83У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | A1805RAL-P4G-DW-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
| 34 | ПС 110/10 кВ "Лемью" ЗРУ-10 кВ яч. 6 | ТЛМ-10 150/5, КТ 0,5 Рег. № 48923-12 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | RTU-327 Рег. № 41907-09, RTU-325 Рег. № 37288-08, / УССВ-35HVS, / HP ProLiant ML370 |
| 35 | ПС 110/10 кВ "Лемью" ЗРУ-10 кВ яч. 7 | ТЛМ-10 150/5, КТ 0,5 Рег. № 48923-12 | НАМИ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 11094-87 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 36 | ПС 35/10 кВ "Геолог" ЗРУ-10 кВ 1с.ш. 10 кВ яч.19 | ТЛМ-10 50/5, КТ 0,5 Рег. № 48923-12 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 37 | ПС 35/10 кВ "Геолог" ЗРУ-10 кВ 2с.ш. 10кВ яч.18 | ТВЛМ-10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 38 | ПС 110/35/6 кВ "Северный Савинобор" ОРУ-35 кВ ЛР-35 ВЛ-62 | ТФН-35М 100/5, КТ 0,5 Рег. № 3690-73 | 3HOM 35-65 35000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 912-05 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 39 | ПС 110/35/6 кВ "Северный Савинобор" ЗРУ-6 кВ 1 секция яч. 2 | ТЛО-10 600/5, КТ 0,5S Рег. № 25433-11 | ЗНОЛ-ЭК 6000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 68841-17 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 40 | ПС 110/35/6 кВ "Северный Савинобор" ЗРУ-6 кВ 2 секция яч. 12 | АВК-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 47171-11 | VSK-I-10b 6000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 47172-11 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 41 | ПС 110/35/6 кВ "Пашня" ОРУ-35 кВ ЛР-35 ВЛ-27 | ТФНД-35М 200/5, КТ 0,5 Рег. № 3689-73 | 3HOM 35-65 35000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 912-05 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 42 | ПС 110/35/6 кВ "Пашня" ОРУ-35 кВ ЛР-35 ВЛ-31 | ТФНД-35М 200/5, КТ 0,5 Рег. № 3689-73 | 3HOM 35-65 35000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 912-05 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 43 | ПС 110/35/6 кВ "Пашня" ЗРУ-6 кВ 1 секция яч. 3 | ТЛМ-10 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 48923-12 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | RTU-327 Рег. № 41907-09, RTU-325 Рег. № 37288-08, / УССВ-35HVS, / HP ProLiant ML370 |
| 44 | ПС 110/35/6 кВ "Пашня" ЗРУ-6 кВ 2 секция яч. 19 | ТЛМ-10 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 48923-12 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 45 | ПС 110/35/6 кВ "Северный Савинобор" ВЛ-35 кВ № 60 Т1 | ТФН-35М 100/5, КТ 0,5 Рег. № 3690-73 | 3HOM 35-65 35000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 912-05 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 46 | ПС 35/6 кВ "Восточный Савинобор"6 кВ яч.4 Шердино | ТВЛМ-10 20/5, КТ 0,5S Рег. № 45040-10 | ЗНОЛ-ЭК 6000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 68841-17 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 47 | ПС 35/10 кВ Дутово 10 кВ яч.6 | ТВЛМ-10 75/5, КТ 0,5S Рег. № 45040-10 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 48 | ПС 35/10 кВ Дутово 0,4 кВ ТСН | ТОП-0,66 50/5, КТ 0,5S Рег. № 40110-08 | - | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | |
| 49 | ТП 35 ОАО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтеперера ботка» 6 кВ, яч. 11 | ТПЛ-10 100/5, КТ 0,5S Рег. № 1276-59 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 50 | ТП 35 ОАО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтеперера ботка» 6 кВ, яч.24 | ТПЛ-10 100/5, КТ 0,5S Рег. № 1276-59 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 | EA05RL-P1B-4W КТ 0,5S/1,0 Рег. № 16666-07 | RTU-327 Рег. № 41907-09, RTU-325 Рег. № 37288-08, / УССВ-35HVS, / HP ProLiant ML370 |
| 51 | ТП 35 ОАО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтеперера ботка» 6 кВ, яч.16 | ТОЛ-10 300/5, КТ 0,5S Рег. № 38395-08 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 | A1805RAL-P4GB-DW-GP-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
| 52 | ТП 35 ОАО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтеперера ботка» 6 кВ, яч.19 | ТОЛ-10 300/5, КТ 0,5S Рег. № 38395-08 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-53 | A1805RAL-P4GB-DW-GP-4 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | |
| Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УССВ, УСПД, на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Г раницы основной погрешности, (±5), % | Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1, 2, 7-9, 11, 12, 17, 19, 21, 26, 28, 29, 33-38, 40-45 | Активная | 1,3 | 3,2 |
| Реактивная | 2,0 | 5,2 | |
| 3-6 | Активная | 1,1 | 3,1 |
| Реактивная | 1,8 | 5,1 | |
| 10, 18, 20, 22, 48 | Активная | 1,1 | 2,1 |
| Реактивная | 1,8 | 3,6 | |
| 13-16, 23, 25, 39, 46, | Активная | 1,3 | 2,2 |
| 47, 49-52 | Реактивная | 2,0 | 3,7 |
| 24, 27 | Активная | 1,1 | 3,1 |
| Реактивная | 1,8 | 5,1 | |
| 30, 31 | Активная | 0,8 | 1,7 |
| Реактивная | 1,3 | 3,0 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 32 | Активная Реактивная | 1,2 1,8 | 2,9 4,5 |
| Примечания: | |||
| 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). | |||
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, | |||
| соответствующие вероятности Р = 0,95 | |||
| 3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos9=0,8, токе ТТ, равном | |||
| 100 % от 1ном для нормальных условий и | при cos9=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном для | ||
| рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от | |||
| +5 до +35 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 54 |
| Нормальные условия | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до102 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,8 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | от +21 до +25 |
| - частота, Гц | 50 |
| Условия эксплуатации | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj (sinj) | от 0,5 инд. до 1 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | |
| ЕвроАльфа | от -40 до +65 |
| Альфа А1800 | от -40 до +65 |
| - температура окружающей среды для сервера, °С | от +10 до + 30 |
| - температура окружающей среды для УСПД, °С | от +15 до + 25 |
| - атмосферное давление, кПа | от 80,0 до 106,7 |
| - относительная влажность, %, не более | 98 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
| ЕвроАльфа | 50000 |
| Альфа | 525600 |
| RTU-325: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| RTU-327 | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| Сервер БД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| 1 | 2 |
| Г лубина хранения информации Счетчики: ЕвроАльфа - каждого массива профиля мощности при времени интегрирования 30 мин составляет, сут., не менее | 336 |
| Альфа А1800 - графиков нагрузки для одного канала с интервалом 30 минут, сут., не менее | 1200 |
| УСПД: RTU-327 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут., не менее | 45 |
| RTU-325 - архива коммерческого интервала (по умолчанию) за сутки, дни, не менее | 45 |
| Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика и УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика и УСПД;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| IMZ 10 | 2 | |
| TG 145N | 6 | |
| АВК-10 | 11 | |
| АВК-10А | 2 | |
| Т-0,66 М УЗ/II | 3 | |
| ТВЛМ-10 | 28 | |
| ТЛК-СТ-10-5(2.1) | 3 | |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 16 |
| ТЛО-10 | 6 | |
| ТОЛ-10 | 6 | |
| ТОП-0,66 | 14 | |
| ТПЛ-10 | 6 | |
| ТФЗМ-110Б | 6 | |
| ТФН-35М | 4 | |
| ТФНД-35М | 4 | |
| 3HOM 35-65 | 12 | |
| VSK-I-10b | 9 | |
| ЗНОЛ.06-6 | 3 | |
| ЗНОЛ-ЭК | 9 | |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 2 |
| НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 | |
| НКФ-110-83У1 | 6 | |
| НТМИ-10-66 | 8 | |
| НТМИ-6 | 6 | |
| НТМИ-6-66 | 2 | |
| СРВ 123 | 6 | |
| A1802RALQ-P4GB-DW-4 | 1 | |
| A1805RAL-P4GB-DW-4 | 1 | |
| Счетчик электрической энергии | A1805RAL-P4GB-DW-GP-4 | 2 |
| A1805RAL-P4G-DW-4 | 1 | |
| A1805RALX-P4GB-DW-3 | 1 | |
| A1805RALX-P4GB-DW-4 | 1 | |
| EA05RL-P1B-4W | 45 | |
| Устройство сбора и | RTU-325 | 5 |
| передачи данных (УСПД) | RTU-327 | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УССВ-35HVS | 1 |
| Основной сервер | HP ProLiant ML370 | 1 |
| Документация | ||
| Методика поверки | МП 26.51.43-49-7714348389-2018 | 1 |
| Формуляр | ФО 26.51.43-49-7714348389-2018 | 1 |
осуществляется по документу МП 26.51.43-49-7714348389-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТПП «ЛУКОЙЛ - Ухтанефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ»
23.11.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящими в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);
- измеритель влажности и температуры ИВТМ-7 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 15500-12);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ-04 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТПП «ЛУКОЙЛ - Ухтанефтегаз». МВИ 26.51.43-49-7714348389-2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
