| Номер в госреестре | 79199-20 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТПП "ТатРИТЭКнефть" |
| Изготовитель | ООО "Энергометрология", г.Москва |
| Год регистрации | 2020 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТИП «ТатРИТЭКнефть» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую 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 и интеллектуальные приборы учета электроэнергии (далее-счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) Dell PowerEdge R430, устройство синхронизации системного времени УСВ-3 (УССВ), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000. Сервер», 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 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. 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.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача измерительной информации.
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 единого времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации времени УСВ-3, принимающее сигналы точного времени от спутников навигационных систем (ГЛОНАСС/GPS) и обеспечивающее автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему.
Синхронизация времени сервера выполняется автоматически, при расхождении времени сервера с временем УСВ-3 более чем на 1 с, с установленным интервалом проверки текущего времени.
В процессе сбора информации из счетчиков электрической энергии (далее-счетчик) с периодичностью 1 раз в 30 минут, сервер автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках и в случае расхождения времени сервера с временем счетчиков более чем на 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках.
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000. Сервер» (Версия 30.01/2014/С-50). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование модуля ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 52E28D7B608799BB3CCEA41B548D2C83 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| о, <и м о к | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УССВ/ Сервер | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 35 кВ Мельниковская, ОРУ-35 кВ, Ввод-1 35 кВ | ТФЗМ 35Б-1 У1 150/5, КТ 0,5 Рег. № 26419-04 | НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 19813-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | УСВ-3, рег. № 6424216/ Dell PowerEdge R430 |
| 2 | ПС 35 кВ Мельниковская, ОРУ-35 кВ, Ввод-2 35 кВ | ТФЗМ 35Б-1 У1 150/5, КТ 0,5 Рег. № 26419-04 | НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 19813-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 3 | ПС 35 кВ Ибрайкино, КРУН 10 кВ, 2С 10 кВ, яч. 2, ВЛ-10 кВ ф.2 | ТПЛ-10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | НАМИ-10 10000/100 КТ 0,2 Рег. № 19813-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | УСВ-3, рег. № 64242-16/ Dell PowerEdge R430 |
| 4 | ПС 35 кВ Ибрайкино, КРУН 10 кВ, 1С 10 кВ, яч. 7, ВЛ-10 кВ ф.7 | ТПЛМ-10 150/5, КТ 0,5 Рег. № 2363-68 | НАМИ-10 10000/100 КТ 0,2 Рег. № 19813-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
| 5 | ПС 35 кВ Ибрайкино, КРУН 10 кВ, 2С 10 кВ, яч. 8, ВЛ-10 кВ ф.8 | ТПЛМ-10 150/5, КТ 0,5 Рег. № 2363-68 ТПЛ-10 150/5, КТ 0,5 Рег. №1276-59 | НАМИ-10 10000/100 КТ 0,2 Рег. № 19813-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
| 6 | ПС 35 кВ Ибрайкино, КРУН 10 кВ, 2С 10 кВ, яч. 10, ВЛ-10 кВ ф.10 | ТВК-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 8913-82 | НАМИ-10 10000/100 КТ 0,2 Рег. № 19813-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
| 7 | ПС 35 кВ Киязлинская, Ввод 35 кВ Т-1 | ТОЛ 35 150/5, КТ 0,5S Рег. №21256-03 | НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 19813-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
| 8 | ПС 35 кВ Киязлинская, Ввод 35 кВ Т-2 | ТОЛ 35 150/5, КТ 0,5S Рег. №21256-03 | НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 19813-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
| 9 | ПС 110 кВ Каргали, ЗРУ 6 кВ, 1С 6 кВ, яч. 101, ВЛ-6 кВ ф.101 | ТОЛ-СЭЩ-10 100/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-06 | TJP 4 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 62758-15 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
| 10 | ПС 110 кВ Каргали, ЗРУ 6 кВ, 2С 6 кВ, яч. 202, ВЛ-6 кВ ф.202 | ТОЛ-СЭЩ-10 100/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-06 | TJP 4 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 62758-15 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
| 11 | ПС 35 кВ Черёмухово, КРУН 10 кВ, 2С 10 кВ, яч. 6, ВЛ-10 кВ ф.6 | ТВК-10 150/5, КТ 0,5 Рег. № 8913-82 | НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07 | Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.R КТ 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 12 | ПС 110 кВ Ильбухтино, КРУН 6 кВ, 1С 6 кВ, яч. 7, ВЛ-6 кВ ф7 | ТЛК-10-6 150/5, КТ 0,5 Рег. №9143-06 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег.№2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
| 13 | ПС 110 кВ Ильбухтино, КРУН 6 кВ, 2С 6 кВ, яч. 8, ВЛ-6 кВ ф.8 | ТЛК-10-6 150/5, КТ 0,5 Рег. №9143-06 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег.№2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
| 14 | ПС 35 Кузкеево, КРУН 10 кВ, 1 С 10 кВ, яч. 9, КВЛ-10 кВ ф.9 | ТОЛ-СЭЩ-10 200/5, КТ 0,5S Рег. №32139-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 КТ 0,5 Рег.№20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
| 15 | ВЛБ-10 кВ №1, Ввод 10 кВ | ТЛМ-10 100/5, КТ 0,5 Рег. №2473-00 | НАМИТ -10-2УХЛ2 10000/100 КТ 0,5 Рег. №11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
| 16 | ВЛБ-10 кВ №2, Ввод 10 кВ | ТОЛ 10-I 100/5, КТ 0,5 Рег. №15128-03 | ЗНОЛП 10000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 23544-07 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | ^СВ-3, рег. № 64242-16/ Dell PowerEdge R430 |
| 17 | ВЛ-10 кВ ф.4 от ПС 110 кВ Дружба, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №1, ПКУ-10 кВ №1, Ввод 10 кВ | ТОЛ 10-I 100/5, КТ 0,5S Рег. №15128-07 | ЗНОЛП 10000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 23544-07 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
| 18 | ВЛ-10 кВ ф.5 от ПС 35 кВ Н. Курмашево, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №2, ПКУ-10 кВ №2, Ввод 10 кВ | ТОЛ 10-I 50/5, КТ 0,5 Рег. №15128-07 | ЗНОЛП 10000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 23544-07 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
| 19 | ВЛ-10 кВ ф.47-07 от ПС 35 кВ Терси, оп. 530, отпайка в сторону КТП 10 кВ скв. №69 | - | - | РиМ 384.02/2 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 55522-13 | |
| 20 | ВЛ-10 кВ ф.47-03 от ПС 35 кВ Терси, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №3, ПКУ-10 кВ №3, Ввод 10 кВ | ТОЛ-10-I 50/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-03 | ЗНОЛП 10000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 23544-07 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 21 | КТП 10 кВ №1, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ | Т-0,66 50/5, КТ 0,5 Рег. №22656-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | 0 3 2 e g d rE * o P el Q 6/ - 2 4 (N 6 №. .г е р СП -В С У |
| 22 | КТП 10 кВ №4, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ | Т-0,66 50/5, КТ 0,5 Рег. №22656-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
| 23 | КТП 10 кВ №3, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ | Т-0,66 50/5, КТ 0,5 Рег. №22656-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
| 24 | ВЛ-10 кВ ф.44-04 от ПС 35 кВ Кучуково, оп. 67, отпайка в сторону КТП 10 кВ скв. №37 | - | - | РиМ 384.02/2 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 55522-13 | |
| 25 | ВЛ-10 кВ ф.44-03 от ПС 35 кВ Кучуково, оп. 325, отпайка в сторону КТП 10 кВ скв. №244 | - | - | РиМ 384.02/2 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 55522-13 | |
| 26 | ВЛ-10 кВ ф.40-02 от ПС 110 кВ Чекалда, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №7, оп. 4, ПКУ-10 кВ №7, Ввод 10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10 30/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-06 | 3НОЛПМ-10 10500:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 35505-07 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
| 27 | ВЛБ-6 кВ №3, Ввод 6 кВ | ТЛК-10 50/5, КТ 0,5 Рег. № 9143-06 | НАМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
| 28 | КТП 6 кВ №2, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ | ТИИ-А 150/5, КТ 0,5 Рег. № 28139-12 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
| 29 | КТП 6 кВ №1, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ | Т-0,66 600/5, КТ 0,5 Рег. № 36382-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 30 | ПС 110 кВ Костенеево, КРУН 10 кВ, 1С 10 кВ, яч. 15, КЛ-10 кВ ф.13-15 | ТЛМ-10 200/5, КТ 0,5 Рег. №2473-69 | НАМИ-10 10000/100 КТ 0,2 Рег. № 11094-87 | Mеркурий 234 ARTM2-00 PBR.R КТ 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | УСВ-3, рег. № 64242-16/Dell PowerEdge R430 |
| 31 | ПС 35 кВ Морты-1, КРУН 10 кВ, 1С 10 кВ, яч. 9, ВЛ-10 кВ ф.18-09 | ТЛМ-10 50/5, КТ 0,5 Рег. №2473-00 | НАМИ-10 10000/100 КТ 0,2 Рег. № 11094-87 | Mеркурий 234 ARTM2-00 PBR.R КТ 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 | |
| 32 | ВЛ-10 кВ ф.69-23 от ПС 110 кВ Мамадыш, оп. 77, ПКУ-10 кВ №10, Ввод 10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10 50/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | Н0Л-СЭЩ-10 10000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 35955-07 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
| 33 | ВЛ-10 кВ ф.49-01 от ПС 35 кВ Кадыбаш, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №8, оп.2, ПКУ-10 кВ №8, Ввод 10 кВ | Т0Л-НТЗ-10 30/5, КТ 0,5S Рег. № 1276-59 | ЗН0ЛПМ-10 10000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. №35505-07 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
| 34 | ВЛ-10 кВ ф.66-04 от ПС 110 кВ Секинесь, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №9, оп. 1 А, ПКУ-10 кВ №9, Ввод 10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10 30/5, КТ 0,5S Рег. № 2473-00 | ЗН0ЛПМ-10 10500:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. №35505-07 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
| 35 | ВЛ-10 кВ ф.6 от ПС 110 кВ Киясово, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №1, ПКУ-10 кВ №1, Ввод 10 кВ | Т0Л-НТЗ-10 30/5, КТ 0,5S Рег. № 1423-60 | 3НОЛП-НТЗ-10 10500:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 51676-12 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
| 36 | ВЛ-10 кВ ф.6 от ПС 110 кВ Киясово, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №2, ПКУ-10 кВ №2, Ввод 10 кВ | Т0Л-НТЗ-10 30/5, КТ 0,5S Рег. № 1423-60 | 3НОЛП-НТЗ-10 10500:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 51676-12 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 37 | ВЛ-10 кВ ф.13 от ПС 35 кВ Быргында, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №3, ПКУ-10 кВ №3, Ввод 10 кВ | ТЛК-10 30/5, КТ 0,5 S Рег. №9143-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 10000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 55024-13 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | УСВ-3, рег. № 64242-16 /Dell PowerEdge R430 |
| 38 | ВЛ-10 кВ ф.6 от ПС 110 кВ Арзамасцево, отпайка в сторону ПКУ-10 кВ №4, ПКУ-10 кВ №4, Ввод 10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10 30/5, КТ 0,5S Рег. № 3213906 | 3НОЛПМ-10 10000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 35505-07 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
| 39 | ПС 35 кВ Киязлинская, РУ-10 кВ, 1С 10 кВ, яч. 10, ВЛ-10 кВ ф.11 | ТЛМ-10 50/5, КТ 0,5 Рег. №2473-00 | НАМИ-10 10000/100 КТ 0,2 Рег. №11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
| 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 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 | Границы основной погрешности ±5, % | Границы погрешности в рабочих условиях ±5, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1 0 11 1 ^ | Активная | 1,1 | 2,9 |
| 1, 2,11-13 | Реактивная | 1,6 | 4,5 |
| 1 О О/I | Активная | 0,6 | 1,1 |
| 19,24,25 | Реактивная | 1,1 | 2,8 |
| Активная | 1,2 | 3,0 | |
| 32 | Реактивная | 1,9 | 5,1 |
| 17,26,33-38 | Активная | 1,3 | 1,9 |
| Реактивная | 2,1 | 3,6 | |
| Активная | 1,0 | 2,0 | |
| 3-6,30,31,39 | Реактивная | 1,2 | 2,3 |
| 1 Л С\ Л Л | Активная | 1,2 | 1,7 |
| /-10,14 | Реактивная | 1,8 | 2,7 |
| 1 с 1 (L 1 о ОП 07 | Активная | 1,3 | 3,2 |
| 15, 16,18,20,27 | Реактивная | 2,0 | 5,2 |
| 21-23, 28,29 | Активная | 1,1 | 3,1 |
| Реактивная | 1,8 | 5,1 |
Продолжение таблицы 3_
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 | 39 |
| Нормальные условия | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| - 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 cos! (sin!) | от 0,5 инд. до 1 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +40 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | |
| СЭТ-4ТМ.03М | от -40 до +60 |
| ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | от -25 до +45 |
| Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.R | от -45 до +75 |
| РиМ 384.02/2 | от -40 до +55 |
| - температура окружающей среды для сервера, °С | от +10 до + 30 |
| - 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 | |
| СЭТ-4ТМ.03М | 165000 |
| ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | 150000 |
| Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.R | 220000 |
| РиМ 384.02/2 | 180000 |
| УСВ-3 | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| Сервер БД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| СЭТ-4ТМ.03М | |
| -каждого массива профиля при времени интегрирования | |
| 30 мин , сут | 114 |
| ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | |
| - каждого массива профиля при времени интегрирования | |
| 30 мин , сут | 113 |
| Mеркурий 234 ARTM2-00 PBR.R | |
| - при отключенном питании (расчетные данные), лет | 10 |
| - при отключенном питании (данные профиля нагрузки), лет | 1 |
| РиМ 384.02/2 | |
| - данных в энергонезависимой памяти , лет | 40 |
| Сервер БД: | |
| - хранение результатов измерений и информации | 3,5 |
| состояний средств измерений, лет, не менее | |
| 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:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- 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. |
| Т-0,66 | 12 | |
| ТВК-10 | 4 | |
| ТИИ-А | 3 | |
| ТЛК-10 | 4 | |
| ТЛК-10-6 | 4 | |
| ТЛМ-10 | 10 | |
| Трансформатор тока | ТОЛ 10-I | 4 |
| ТОЛ 35 | 6 | |
| ТОЛ-10-I | 4 | |
| ТОЛ-НТЗ-10 | 9 | |
| ТОЛ-СЭЩ-10 | 20 | |
| ТПЛ-10 | 3 | |
| ТПЛМ-10 | 3 | |
| ТФЗМ 35Б-1 У1 | 4 | |
| 3НОЛПМ-10 | 12 | |
| 3НОЛП-НТЗ-10 | 3 | |
| TJP 4 | 6 | |
| ЗНОЛП | 12 | |
| ЗНОЛП-НТЗ-10 | 3 | |
| ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 | 3 | |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 5 |
| НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 | |
| НАМИ-35 УХЛ1 | 4 | |
| НАМИТ-10 | 2 | |
| НАМИТ-10-2 УХЛ2 | 1 | |
| НОЛ-СЭЩ-10 | 3 | |
| НТМИ-6-66 | 2 | |
| Mеркурий 234 ARTM2-00 PBR.R | 3 | |
| Счетчик электрической энергии | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | 14 |
| ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | 5 | |
| РиМ 384.02/2 | 3 | |
| СЭТ-4ТМ.03М | 14 | |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-3 | 1 |
| Основной сервер | Dell PowerEdge R430 | 1 |
| Документация | ||
| Методика поверки | МП 26.51.43/06/20 | 1 |
| Формуляр | ФО 26.51.43/06/20 | 1 |
Поверкаосуществляется по документу МП | 26.51.43/06/20 «Система | автоматизированная |
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ТПП «ТатРИТЭКнефть». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 27.03.2020 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящими в состав АИИС КУЭ;
- устройство частотно-временной синхронизации по сигналам спутниковых навигационных систем ГЛОНАСС и GPS NAVSTAR СН-3833, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 23276-02;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 33750-07.
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 (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ТПП «ТатРИТЭКнефть». МВИ 26.51.43/06/20, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ». Аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ТПП «ТатРИТЭКнефть»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 20.11.2024 |
