Номер в госреестре | 77301-20 |
Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Ишимбайской группы месторождений ПАО АНК "Башнефть" |
Изготовитель | ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть", г.Уфа |
Год регистрации | 2020 |
МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
Описание типа | скачать |
Методика поверки | скачать |
Система 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.
АИИС 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 ХМЬ 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.
В 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.
Идентификационные признаки | Значение |
Идентификационные наименования модулей ПО | CalcClients.dll; CalcLeakage.dll; CalcLosses.dll; Metrology.dll; ParseBin.dll; ParseIEC.dll; ParseModbus.dll; ParsePiramida.dll; SynchroNSI.dll; VerifyTime.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 |
Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/УССВ | |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
1 | РБМВ-35 кВ Тукаево, ВЛ-35 кВ Александровка-1 | ТФН-35М Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 3690-73 | ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | СИКОН С70 Рег.№ 28822-05 / УСВ-2 Рег.№ 41681-10 |
2 | РБМВ-35 кВ Тукаево, ВЛ-35 кВ Александровка-2 | ТФН-35М Кл.т. 0,5 Ктт=150/5 Рег. № 3690-73 | ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
3 | ПС 35/6 кВ Болотино, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 6, ВЛ-6 кВ ф. 6 | АВК 10 Кл.т. 0,5 Ктт= 300/5 Рег. № 47171-11 | НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег. № 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | - / УСВ-2 Рег.№ 41681-10 |
4 | ПС 35/6 кВ Бабиково, ОРУ-35 кВ, Ввод 35 кВ Т-1 | GIF 40,5 Кл.т. 0,5 Ктт=150/5 Рег. № 30368-10 | GEF 40,5 Кл.т. 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 Рег. № 30373-10 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | СИКОН С70 Рег.№ 28822-05 / УСВ-2 Рег.№ 41681-10 |
5 | ПС 35/6 кВ Бабиково, ОРУ-35 кВ, Ввод 35 кВ Т-2 | GIF 40,5 Кл.т. 0,5 Ктт=150/5 Рег. № 30368-10 | НИОЛ-СТ Кл.т. 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 Рег. № 58722-14 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Продолжение таблицы 2 | |||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
6 | ПС 35/10 кВ Южно-Чувалкипово, 2 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Южно-Чувалкипово -Бик-Кармалы | ТВ Кл.т. 0,5S Ктт= 300/5 Рег. № 19720-06 | ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | СИКОН С70 Рег.№ 28822-05 / УСВ-2 Рег.№ 41681-10 |
7 | ПС 35/10 кВ Южно-Чувалкипово, 1 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Южно-Чувалкипово -Ибраево | ТВ Кл.т. 0,5S Ктт= 300/5 Рег. № 19720-06 | ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
8 | ПС 35/10 кВ Южно-Чувалкипово, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 6, ВЛ-10 кВ ф. 6 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=200/5 Рег. № 32139-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. №36697-08 | |
9 | ПС 35/10 кВ Южно-Чувалкипово, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 15, ВЛ-10 кВ ф. 15 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 32139-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
10 | ПС 35/10 кВ Камчалытамак, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 14, ВЛ-10 кВ ф. 14 | АВК 10 Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 47171-11 | НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | СИКОН С70 Рег.№ 28822-05 / УСВ-2 Рег.№ 41681-10 |
11 | ПС 35/10 кВ Камчалытамак, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 16, ВЛ-10 кВ ф. 16 | АВК 10 Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 47171-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | ||
12 | ПС 35/10 кВ Северное Чувалкипово, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 1, ВЛ-10 кВ ф. 1 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 2473-69 | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн= 10000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | - / УСВ-2 Рег.№ 41681-10 |
Продолжение таблицы 2 | |||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
13 | ПС 110/35/10 кВ Толбазы, 1 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Толбазы - Бегеняш | ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 Ктт= 200/5 Рег. № 3690-73 | НАМИТ Кл.т. 0,5 Ктн=35000/100 Рег. № 70324-18 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | - / УСВ-2 Рег.№ 41681-10 |
14 | ПС 110/35/10 кВ Толбазы, ОСШ-35 кВ, ОВ-35 кВ | ТВ-35/10 Кл.т. 0,5 Ктт=600/5 Зав. № 8364; 8699 Рег. № 4462-74 | Меркурий 234 ARTM-00 PB.R Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | ||
15 | ПС 110/35/10 кВ Софиполь, 2 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Софиполь -Бегеняш | ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 Ктт=150/5 Рег. № 3690-73 | ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 Ктн=35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | - / УСВ-2 Рег.№ 41681-10 |
16 | ПС 35/10 кВ Шланлы, 1 с. ш. 10 кВ, ввод 10 кВ | ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S Ктт=400/5 Рег. № 51679-12 | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн=10000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | СИКОН С70 Рег.№ 28822-05 / УСВ-2 Рег.№ 41681-10 |
17 | ПС 35/10 кВ Шланлы, ввод 0,4 кВ ТСН-1 | ТОП-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 | |
18 | ПС 35/10 кВ Шланлы, 2 с.ш. 10 кВ, ввод 10 кВ | ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S Ктт=400/5 Рег. № 51679-12 | НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-13 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
19 | ПС 35/10 кВ Шланлы, ввод 0,4 кВ ТСН-2 | ТОП-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 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
20 | ПС 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. № 52619-13 | НАМИТ Кл.т. 0,5 Ктн=35000/100 Рег. № 70324-18 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | СИКОН С70 Рег.№ 28822-05 УСВ-2 Рег.№ 41681-10 |
21 | ПС 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. № 52619-13 | НАМИТ Кл.т. 0,5 Ктн=35000/100 Рег. № 70324-18 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
22 | ПС 110/10 кВ Аптраково, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 9, ВЛ-10 кВ ф. 9 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5; Ктт=50/5 Рег. № 2473-05 | НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн= 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | СИКОН С70 Рег.№ 28822-05 / УСВ-2 Рег.№ 41681-10 |
23 | ПС 110/10 кВ Аптраково, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 11, ВЛ-10 кВ ф. 11 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. №2473-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | ||
24 | ПС 110/10 кВ Ишлы, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 6, ВЛ-10 кВ ф. 6 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 2473-69 | НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-13 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | - / УСВ-2 Рег.№ 41681-10 |
25 | ПС 35/10 кВ Кариновка, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 10, ВЛ-10 кВ Кн-2 | ТЛК-10 Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 9143-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | - / УСВ-2 Рег.№ 41681-10 |
Продолжение таблицы 2_
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
26 | ВЛБ-10 кВ В-52, отпайка от опоры №237 л. Су-5 10 кВ от ПС 35/10 кВ Струковская | ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 22192-07 | НОЛ Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 49075-12 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | - / УСВ-2 Рег.№ 41681-10 |
27 | ВЛБ-10 кВ В-62, отпайка от опоры №5 л. Су-6 10 кВ от ПС 35/10 кВ Струковская | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 1276-59 | НАМИТ-10 Кл.т. 0,2 Ктн=10000/100 Рег. № 16687-07 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | - / УСВ-2 Рег.№ 41681-10 |
Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
1-5, 8-11, 13-15, | Активная | 1,2 | 5,7 |
22-26 | Реактивная | 2,5 | 4,1 |
Активная | 1,2 | 5,1 | |
6, 7, 18 | |||
Реактивная | 2,5 | 4,1 | |
Активная | 1,0 | 5,6 | |
12, 27 | |||
Реактивная | 2,2 | 4,1 | |
Активная | 1,0 | 5,0 | |
16 | |||
Реактивная | 2,2 | 4,1 | |
Активная | 1,0 | 5,6 | |
17, 19 | |||
Реактивная | 2,1 | 4,1 | |
Активная | 1,0 | 2,8 | |
20, 21 | |||
Реактивная | 1,8 | 3,7 | |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Примечания
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 минут).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. 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 характеристики | Значение |
1 | 2 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
- ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
- коэффициент мощности | 0,87 |
1 | 2 |
- частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 | от +21 до +25 |
- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ Р 52425-2005 | от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном | от 2(5) до 120 |
- коэффициент мощности | от 0,5инд. до 0,8емк. |
- частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды, °С - для ТТ и ТН | от -40 до +35 |
- для электросчетчиков | от -40 до +60 |
- для УСПД, УСВ | 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 | 140 000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
Электросчетчик Меркурий 234: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
УСПД СИКОН С70: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
Устройство синхронизации времени УСВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, суток, не менее | 113 |
- при отключении питания, лет, не менее | 10 |
УСПД: - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 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).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Обозначение | Количество |
1 | 2 | 3 |
Трансформаторы тока | ТФН-35М | 4 шт. |
Трансформаторы тока | АВК 10 | 6 шт. |
Трансформаторы тока | GIF 40,5 | 6 шт. |
Трансформаторы тока | ТВ | 6 шт. |
Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 4 шт. |
Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 8 шт. |
Трансформаторы тока | ТФЗМ-35А-У1 | 4 шт. |
Трансформаторы тока | ТВ-35/10 | 2 шт. |
1 | 2 | 3 |
Трансформаторы тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 4 шт. |
Трансформаторы тока | ТОП-0,66 | 6 шт. |
Трансформаторы тока встроенные | ТВГ-УЭТМ® | 4 шт. |
Трансформаторы тока | ТЛК-10 | 2 шт. |
Трансформаторы тока | ТПЛ-10-М | 2 шт. |
Трансформаторы тока проходные | ТПЛ-10 | 2 шт. |
Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-35-65 | 15 шт. |
Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10 | 5 шт. |
Трансформаторы напряжения | GEF 40,5 | 3 шт. |
Трансформаторы напряжения | НИОЛ-СТ | 3 шт. |
Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 3 шт. |
Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 2 шт. |
Трансформаторы напряжения | НАМИТ | 3 шт. |
Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66 | 1 шт. |
Трансформаторы напряжения незаземляемые | НОЛ | 2 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 22 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.09 | 2 шт. |
Счетчик электрической энергии статический трехфазный | Меркурий 234 ARTM-00 PB.R | 1 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М | 2 шт. |
УСПД | СИКОН С70 | 7 шт. |
Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 1 шт. |
ПО | Пирамида 2000 | 1 шт. |
Формуляр | 61181777.425180.003.К.90000.2.Ф | 1 экз. |
Методика поверки | МП-312235-071-2019 | 1 экз. |
осуществляется 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.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Ишимбайской группы месторождения ПАО АНК «Башнефть», аттестованном
ООО «Энергокомплекс», аттестат аккредитации № RA.RU.312235 от 31.08.2017 г.
Нормативные 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
Зарегистрировано поверок | 9 |
Поверителей | 2 |
Актуальность данных | 06.11.2024 |