Номер по Госреестру СИ: 90944-23
90944-23 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" (БНД Арланский ЦЭЭ (ЮАГМ))
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК «Башнефть» (БНД Арланский ЦЭЭ (ЮАГМ)) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Внешний вид.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" (БНД Арланский ЦЭЭ (ЮАГМ))
Рисунок № 1
Общие сведения
Дата публикации - 29.12.2023
Срок свидетельства -
Номер записи - 192844
ID в реестре СИ - 1413367
Тип производства - единичное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
нет модификации, нет,
Производитель
Изготовитель - Общество с ограниченной ответственностью "Башнефть-Добыча" (ООО "Башнефть-Добыча")
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - Республика Башкортостан, г. Уфа
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Каталог СИ, используемый в сервисе ОЕИ-Аналитика имеет трехуровневую структуру вида: области измерений (более 20), разделы областей измерений (более 250) и группы СИ (более 10 тыс.). При разработке каталога были использованы как существующие кодификаторы: МИ 2803-2014, МИ 2314-2006, МИ 2314-2022, так и собственные наработки. Перед применением каталог был адаптирован и обогащен данными из реального реестра, утвержденных типов СИ ФГИС АРШИН.
Отчет "Количество типов средств измерений в ФГИС АРШИН по областям измерений" предназначен для сравнительного анализа количества утвержденных типов средств измерений, приходящихся на различные области измерений. Отчет состоит из четырех графиков (одной круговой и трех столбчатых диаграмм) и двух интерактивных таблиц. Таблицы обладают функцией поиска и сортировки по любой из колонок.
Стоит отметить, что отнесение того или иного типа СИ к области измерений осуществляется не вручную, а с использованием специального программного алгоритма по ключевым словосочетаниям. При таком подходе качество распределения СИ и покрытие реестра типов СИ АРШИНА зависит от качества, предложенных словосочетаний. По этой причине 20% типов СИ, занесённых в АРШИН автоматически распределить не удалось, что не должно существенно отразиться на процентном соотношении или пропорции между областями измерений.
На круговой диаграмме показано количественное соотношение между областями измерений по количеству утвержденных типов СИ. Ввиду того, что некоторые типы СИ могут входить в разные области измерений, суммарное количество типов СИ, приведенных на диаграмме будет превышать кол-во типов СИ, представленных в ФГИС АРШИН. Как и следовало ожидать, самые большие пропорции занимают классические области измерений (ИЗМЕРЕНИЯ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ И МАГНИТНЫХ ВЕЛИЧИН, ИЗМЕРЕНИЯ ФИЗИКОХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА И СВОЙСТВ ВЕЩЕСТВ и т.д.) в отличии от узкоспециализированных (СЧЕТЧИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ, СИ БИОАНАЛИЗА и др.)
В отличии от круговой диаграммы столбчатая демонстрирует тоже разделение типов СИ по областям измерений, но уже в динамике по годам начиная с 2000 года. Дополнительно, в отдельные графики вынесены такие специализированные и социально важные области измерений как СЧЕТЧИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ и БЫТОВЫЕ СЧЕТЧИКИ ВОДЫ.
Статистика
Кол-во поверок - 4
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 0
Кол-во средств измерений -
Кол-во владельцев -
Усредненный год выпуска СИ -
МПИ по поверкам - дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№2824 от 2023.12.28 ПРИКАЗ_Об утверждении типов средств измерений (15)
Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" (БНД Арланский ЦЭЭ (ЮАГМ)) (Обозначение отсутствует)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений Общество с ограниченной ответственностью "Башнефть-Добыча" (ООО "Башнефть-Добыча")
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
82247-21 |
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические, РВСП-5000 Общество с ограниченной ответственностью "Башнефть-Добыча" (ООО "Башнефть-Добыча") (РОССИЯ Республика Башкортостан, г. Уфа) |
ОТ МП |
5 лет |
|
82246-21 |
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические, РГС-8, РГС-12,5, РГС-16 Общество с ограниченной ответственностью "Башнефть-Добыча" (ООО "Башнефть-Добыча") (РОССИЯ Республика Башкортостан, г. Уфа) |
ОТ МП |
5 лет |
|
82157-21 |
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические, РВС-2000, РВС-5000 Общество с ограниченной ответственностью "Башнефть-Добыча" (ООО "Башнефть-Добыча") (РОССИЯ Республика Башкортостан, г. Уфа) |
ОТ МП |
5 лет |
|
82156-21 |
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические, РВС-200, РВС-1000, РВС-2000, РВС-5000 Общество с ограниченной ответственностью "Башнефть-Добыча" (ООО "Башнефть-Добыча") (РОССИЯ Республика Башкортостан, г. Уфа) |
ОТ МП |
5 лет |
|
87401-22 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Башнефть-Добыча" 2 очередь, Обозначение отсутствует Общество с ограниченной ответственностью "Башнефть-Добыча" (ООО "Башнефть-Добыча") (РОССИЯ Республика Башкортостан, г. Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
|
90616-23 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" (БНД Нижневартовский ЦЭЭ), Обозначение отсутствует Общество с ограниченной ответственностью "Башнефть-Добыча" (ООО "Башнефть-Добыча") (РОССИЯ Республика Башкортостан, г. Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
|
90944-23 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" (БНД Арланский ЦЭЭ (ЮАГМ)), Обозначение отсутствует Общество с ограниченной ответственностью "Башнефть-Добыча" (ООО "Башнефть-Добыча") (РОССИЯ Республика Башкортостан, г. Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
|
91110-24 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" (БНД Дюртюлинский ЦЭЭ), Обозначение отсутствует Общество с ограниченной ответственностью "Башнефть-Добыча" (ООО "Башнефть-Добыча") (РОССИЯ Республика Башкортостан, г. Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
|
91207-24 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" (БНД Серафимовский ЦЭЭ), Обозначение отсутствует Общество с ограниченной ответственностью "Башнефть-Добыча" (ООО "Башнефть-Добыча") (РОССИЯ Республика Башкортостан, г. Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
|
91246-24 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" (БНД Приютовский ЦЭЭ), Обозначение отсутствует Общество с ограниченной ответственностью "Башнефть-Добыча" (ООО "Башнефть-Добыча") (РОССИЯ Республика Башкортостан, г. Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
|
91327-24 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" (БНД Янаульский ЦЭЭ), Обозначение отсутствует Общество с ограниченной ответственностью "Башнефть-Добыча" (ООО "Башнефть-Добыча") (РОССИЯ Республика Башкортостан, г. Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
|
91330-24 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" (БНД Арланский ЦЭЭ), Обозначение отсутствует Общество с ограниченной ответственностью "Башнефть-Добыча" (ООО "Башнефть-Добыча") (РОССИЯ Республика Башкортостан, г. Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
Отчет содержит один интерактивный график (круговую диаграмму) и таблицу. График имеет возможность масштабирования и экспорта данных в Exel. Таблица обладает функцией фильтра данных и сортировки по любой из колонок, информация приведена в целых чисел и процентах.
В зависимости от выбранного года в отчете выводится информация по кол-ву типов СИ, утержденных в этом году и межповерным интервалам (МПИ), присвоенным этим СИ. По каждому из МПИ приводится статистика по кол-ву типов СИ и кол-ву поверок за все время существования ФГИС АРШИН.
Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" (БНД Арланский ЦЭЭ (ЮАГМ)) (Обозначение отсутствует)
| Наименование организации | Cтатус | Поверенные модификации | Кол-во поверок | Поверок в 2024 году | Первичных поверок | Периодических поверок | Извещений | Для юриков | Для юриков первичные | Для юриков периодические |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ООО "ЭНЕРГОТЕСТКОНТРОЛЬ" (RA.RU.312560) | 4 | 4 | 4 | 0 | 0 | 4 | 4 | 0 |
Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" (БНД Арланский ЦЭЭ (ЮАГМ)) (Обозначение отсутствует)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». Уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений ПО соответствует уровню -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные |
Значения |
|
1 .Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63 da949114dae4 |
|
2.Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
|
3 .Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d79874d 10fc2b 156a0fdc27e 1 ca480ac |
|
4.Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
5.Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
6.Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
7.Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
c3 91 d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
|
8.Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
9.Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
|
^.Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы формуляра на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе "Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК «Башнефть» (БНД Арланский ЦЭЭ (ЮАГМ)). МВИ 26.51/233/23, аттестованном ООО «Энерготестконтроль», аттестат аккредитации № RA.RU.312560 от 03.08.2018.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ПравообладательПубличное акционерное общество «Акционерная нефтяная Компания «Башнефть» (ПАО АНК «Башнефть»)
ИНН 0274051582
Юридический адрес: 450052, Республика Башкортостан, г.о. г. Уфа, г Уфа, ул Карла Маркса, д. 30/1
Телефон: +7 (347) 261-61-61. Факс: +7 (347) 261-62-62.
Е-mail: info_bn@rosneft.ru
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Башнефть-Добыча» (ООО «Башнефть-Добыча»)ИНН 0277106840
Адрес: 450052, Республика Башкортостан, г.о. г. Уфа, г Уфа, ул Карла Маркса, д. 30/1 Телефон: +7 (347) 261-61-61. Факс: +7 (347) 261-62-62
E-mail: info_bn@rosneft.ru
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Энерготестконтроль» (ООО «Энерготестконтроль»)Адрес: 117449, г. Москва, ул. Карьер, д. 2, стр.9, помещ. 1
Телефон: +7 (495) 647-88-18
E-mail: golovkonata63@gmail.com
Правообладатель
Публичное акционерное общество «Акционерная нефтяная Компания «Башнефть» (ПАО АНК «Башнефть»)ИНН 0274051582
Юридический адрес: 450052, Республика Башкортостан, г.о. г. Уфа, г Уфа, ул Карла Маркса, д. 30/1
Телефон: +7 (347) 261-61-61. Факс: +7 (347) 261-62-62.
Е-mail: info_bn@rosneft.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сетевые индустриальные контроллеры СИКОН С70 (далее-УСПД), каналообразующую аппаратуру, технические средства приема-передачи данных.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных, расположенный в Центре обработки данных филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфанефтехим» (сервер ИВК), сервера баз данных, расположенные в Арланском (ЮАГМ) (СБД), Уфимском (СБДУ) цехах по эксплуатации электрооборудования, устройства синхронизации времени типа УСВ-2 (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав 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 со счетчиков:
- 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;
Для ИК, в состав которых входит УСПД, цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача накопленных данных на верхний уровень АИИС КУЭ, 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 АИИС КУЭ.
На верхнем - третьем уровне АИИС КУЭ СБД производит сбор результатов измерений, состояния средств и объектов измерений, и передачу полученной информации на сервер ИВК, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, хранение измерительной информации, ее накопление, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ.
Сервер ИВК обеспечивает прием измерительной информации в виде XML-файлов установленных форматов от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц посредством электронной почты сети Internet 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.
Передача информации из сервера ИВК в ПАК АО «АТС», в филиал АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде XML-файлов установленных форматов, подписанных при необходимости электронноцифровой подписью, 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.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ, ИВК). В состав СОЕВ входят устройства синхронизации времени УСВ-2, синхронизирующие собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени РФ UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.
Периодичность сравнения шкалы времени СБД, СБДУ со шкалой времени соответствующего УСВ, осуществляется не реже 1 раза в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени СБД или СБДУ от шкалы времени УСВ более ± 1 с, выполняется синхронизация шкалы времени СБД или СБДУ.
Сравнение шкалы времени сервера ИВК и СБДУ осуществляется каждый сеанс связи, но не реже 1 раза в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени сервера ИВК от шкалы времени СБДУ более ± 1 с, выполняется синхронизация шкалы времени сервера ИВК.
Сравнение шкалы времени УСПД и СБД осуществляется не реже 1 раза в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени УСПД от шкалы времени СБД на величину, превышающую ±2 с выполняется синхронизация шкалы времени УСПД.
Для ИК, в состав которых входит УСПД, сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется не реже 1 раза в сутки. При обнаружении расхождения шкалы счетчика от шкалы времени УСПД на величину, превышающую ±2 с выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Для ИК, в состав которых не входит УСПД, сравнение шкалы времени счетчиков и шкалы времени соответствующего сервера баз данных осуществляется не реже 1 раза в сутки. При обнаружении расхождения шкалы счетчика от шкалы времени СБД на величину, превышающую ±2 с выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчиков, УСПД, сервер ИВК, СБД, СБДУ отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Заводской номер 04/23 АИИС КУЭ нанесен на маркировочную табличку типографским способом в виде цифрового кода, которая крепится на корпус сервера ИВК.
Общий вид сервера ИВК АИИС КУЭ с указанием места нанесения заводского номера представлен на рисунке 1.
Место нанесевия
заводского номера
Рисунок 1 - Общий вид сервера ИВК с указанием места нанесения заводского номера.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
20 |
|
ТПОЛ-10 |
4 | |
|
ТОЛ-10 |
4 | |
|
ТОЛ 10-1 |
2 | |
|
ТОП-0,66 |
42 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СВЭЛ |
10 |
|
ТЛШ10 |
6 | |
|
ТОП |
6 | |
|
ТШП |
3 | |
|
IMZ |
2 | |
|
ТФН-35М |
4 | |
|
ТОЛ-СЭЩ |
8 | |
|
ТЛМ-10 |
8 | |
|
ТФЗМ110Б IV |
12 | |
|
ТОЛ-35 |
2 | |
|
ТПЛМ-10 |
7 | |
|
ТПЛ-10с |
3 | |
|
ТШП-0,66 |
15 | |
|
ТОЛ-НТЗ-10 |
32 | |
|
ТОЛ-НТЗ |
8 | |
|
ТПЛ-НТЗ |
2 | |
|
ТПЛ-НТЗ-10 |
4 | |
|
ТПЛ-СЭЩ-10 |
4 | |
|
ТОП-М-0,66 |
3 | |
|
ТТН-Ш |
3 | |
|
ТТН |
6 | |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
6 |
|
НАМИТ-10-2 |
1 | |
|
НКФ-110 |
12 | |
|
НАЛИ-СЭЩ |
3 | |
|
НАМИТ-10 |
17 | |
|
ЗНОМ-35-65 |
12 | |
|
VSK I 10b |
3 | |
|
НТМИ-6 |
4 | |
|
НАМИТ |
1 | |
|
ЗНОЛ |
3 | |
|
Счетчики электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
20 |
|
СЭТ-4ТМ.03М.09 |
10 | |
|
ТЕ 2000.05.00.00 |
2 | |
|
ТЕ 2000.01.00.00 |
46 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
1 | |
|
ПСЧ-3ТМ.05М |
1 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05М |
1 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05М.04 |
10 | |
|
СЭБ-1ТМ.02Д.02 |
1 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 |
2 | |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
2 |
|
Контроллер сетевой индустриальный |
СИКОН С70 |
6 |
|
Сервер баз данных ЦОД Башнефть-Уфанефтехим |
Сервер ИВК |
1 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
3 |
|
Сервер баз данных |
СБД |
1 |
|
СБДу |
1 | |
|
Документация | ||
|
Формуляр |
ФО 26.51/233/23 |
1 |
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | ||||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
ИВКЭ |
§ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ПС 35 кВ КНС-28, ввод 6 кВ Т-2 |
ТПЛ-10 400/5 КТ 0,5 Рег.№ 1276-59 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 16687-02 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 |
УСВ-2, рег.№ 82570- 21/ СБД, СБДУ, сервер ИВК |
|
2 |
ПС 35 кВ КНС-28, ввод 6 кВ Т-1 |
ТПОЛ-10 800/5 КТ 0,5 Рег.№ 1261-59 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 | ||
|
3 |
ПС 35 кВ КНС-29, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т-1 |
ТПОЛ-10 600/5 КТ 0,5 Рег.№ 1261-59 |
НТМИ-6-66 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 |
- | |
|
4 |
ПС 35 кВ КНС-30, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т-1 |
ТОЛ-10 400/5 КТ 0,5 Рег.№ 7069-07 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 |
- | |
|
5 |
ПС 35 кВ КНС-33, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т-1 |
ТОЛ-10 600/5 КТ 0,5 Рег.№ 7069-07 ТОЛ-10 600/5 КТ 0,5 Рег.№ 7069-79 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 | |
|
6 |
ПС 35 кВ КНС-33, ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТОП-0,66 50/5 КТ 0,5 Рег.№ 15174-06 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
7 |
ПС 35 кВ БКНС-4, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т-1 |
ТОЛ-СВЭЛ 600/5 КТ 0,5S Рег.№ 70106-17 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 |
[КОН С70, № 28822-05 |
УСВ-2, рег.№ 82570- 21/ СБД, СБДУ, сервер ИВК |
|
8 |
ПС 35 кВ БКНС-4, ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТОП-0,66 100/5 КТ 0,5 Рег.№ 15174-06 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 |
СИ рег. | |
|
9 |
ПС 110 кВ Лесная, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т-1 |
ТЛШ10 2000/5 КТ 0,5 Рег.№ 11077-89 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 16687-07 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 | |
|
10 |
ПС 110 кВ Лесная, ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТОП 200/5 КТ 0,5 Рег.№ 47959-11 |
- |
ТЕ2000.05.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
11 |
ПС 110 кВ Лесная, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т-2 |
ТЛШ10 2000/5 КТ 0,5 Рег.№ 11077-89 |
НАМИТ-10-2 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 18178-99 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
12 |
ПС 110 кВ Лесная, ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
ТШП 200/5 КТ 0,5 Рег.№ 47957-11 |
- |
ТЕ2000.05.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 |
УСВ-2, рег.№ 82570- 21/ СБД, СБДУ, сервер ИВК |
|
13 |
ПС 35 кВ Зиминка, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т-1 |
IMZ 600/5 КТ 0,5 Рег.№ 16048-97 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 | |
|
14 |
ПС 35 кВ Зиминка, ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТОП-0,66 100/5 КТ 0,5 Рег.№ 15174-06 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
15 |
ПС 35 кВ Гареево, 2 с.ш. 6 кВ, ввод 6 кВ Т-2 |
ТОЛ-СВЭЛ 600/5 КТ 0,5S Рег.№ 70106-17 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 |
УСВ-2, рег.№ 82570- 21/ СБД, СБДУ, сервер ИВК |
|
16 |
ПС 35 кВ Гареево, ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
ТОП-0,66 100/5 КТ 0,5 Рег.№ 15174-06 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 | ||
|
17 |
ПС 110 кВ Луговая, ОРУ- 110 кВ, ввод 110 кВ Т-1 |
ТФЗМ 110Б-!У 300/5 КТ 0,5 Рег.№ 26422-04 |
НКФ-110 КТ 0,5 110000/100 Рег.№ 26452-06 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 | |
|
18 |
ПС 110 кВ Луговая, ОРУ- 110 кВ, ввод 110 кВ Т-2 |
ТФЗМ 110Б IV 300/5 КТ 0,5 Рег.№ 26422-04 |
НКФ-110 КТ 0,5 110000/100 Рег.№ 26452-06 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 | |
|
19 |
ПС 110 кВ Луговая, РУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Луговая - Озерная |
ТФН-35М 200/5 КТ 0,5 Рег.№ 3690-73 |
ЗНОМ-35-65 КТ 0,5 35000/100 Рег.№ 912-05 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
20 |
ПС 110 кВ Луговая, РУ-35 кВ, 2 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Редькино - Луговая |
ТОЛ-СЭЩ 150/5, КТ 0,5S Рег.№ 51623-12 |
ЗНОМ-35-65 КТ 0,5 35000/100 Рег.№ 912-05 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
21 |
ПС 110 кВ Луговая, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 21, ВЛ-6 кВ ф. 2721 |
ТОЛ 10-1 100/5 КТ 0,5 Рег.№ 15128-03 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 16687-07 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
22 |
ПС 35 кВ Восточная, РУ- 6 кВ, ввод 6 кВ Т-1 |
ТЛМ-10 800/5 КТ 0,5 Рег.№ 2473-69 |
НТМИ-6-66 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 |
- |
УСВ-2, рег.№ 82570- 21/ СБД, СБДУ, сервер ИВК |
|
23 |
ПС 35 кВ Восточная, ввод 0,4 кВ ТСН |
ТОП-0,66 50/5 КТ 0,5 Рег.№ 15174-06 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12 | ||
|
24 |
ПС 35 кВ БКНС-5, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т-1 |
ТОЛ-СВЭЛ 600/5 КТ 0,5S Рег.№ 70106-17 |
VSK I 10b КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 47172-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 |
- | |
|
25 |
ПС 35 кВ БКНС-5, ввод 0,4 кВ ТСН |
ТОП-0,66 100/5 КТ 0,5 Рег.№ 15174-06 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 |
- | |
|
26 |
ПС 110 кВ Озерная, ОРУ- 110 кВ, ввод 110 кВ Т-1 |
ТФЗМ 110Б-!У 300/5 КТ 0,5 Рег.№ 26422-04 |
НКФ-110 КТ 0,5 110000/100 Рег.№ 87604-22 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 | |
|
27 |
ПС 110 кВ Озерная, ОРУ- 110 кВ, ввод 110 кВ Т-2 |
ТФЗМ 110Б-!У 300/5 КТ 0,5 Рег.№ 26422-04 |
НКФ-110 КТ 0,5 110000/100 Рег.№ 87604-22 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
28 |
ПС 110 кВ Озерная, РУ-35 кВ, 2 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Луговая - Озерная |
ТФН-35М 300/5 КТ 0,5 Рег.№ 3690-73 |
ЗНОМ-35-65 КТ 0,5 35000/100 Рег.№ 912-70 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
29 |
ПС 110 кВ Озерная, РУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Танып -Озерная |
ТОЛ-35 300/5 КТ 0,5S Рег.№ 21256-07 |
ЗНОМ-35-65 КТ 0,5 35000/100 Рег.№ 912-70 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
30 |
ПС 35кВ КНС- 26, КРУН-6 кВ, 1с.ш., яч. №8, ф.2608 |
ТПЛМ-10 75/5 КТ 0,5 Рег.№ 2363-68 ТПЛ-10с 75/5 КТ 0,5 Рег.№ 29390-10 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 |
- |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
31 |
ПС 35 кВ Маяк, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, ввод 6 кВ |
ТЛМ-10 800/5 КТ 0,5 Рег.№ 2473-69 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 |
УСВ-2, рег.№ 82570- 21/ СБД, СБДУ, сервер ИВК |
|
32 |
ПС 35 кВ Маяк, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 5, ВЛ-6 кВ ф. 12105 |
ТЛМ-10 100/5 КТ 0,5 Рег.№ 2473-69 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 | ||
|
33 |
ПС 35 кВ Маяк, ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТОП-0,66 100/5 КТ 0,5 Рег.№ 15174-06 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 | ||
|
34 |
ПС 35 кВ Маяк, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, ввод 6 кВ |
ТЛМ-10 600/5 КТ 0,5 Рег.№ 2473-69 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 | ||
|
35 |
ПС 35 кВ Маяк, ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
ТОП-0,66 100/5 КТ 0,5 Рег.№ 15174-06 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 | ||
|
36 |
ПС 35 кВ Береговая, РУ- 6 кВ, ввод 6 кВ |
ТОЛ-СВЭЛ 600/5 КТ 0,5S Рег.№ 70106-17 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 | |
|
37 |
ПС 35 кВ Береговая, ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТОП-0,66 100/5 КТ 0,5 Рег.№ 15174-06 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 | ||
|
38 |
ПС 35 кВ Речная, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ |
ТОЛ-СВЭЛ 600/5 КТ 0,5S Рег.№ 70106-17 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 |
КОН С70, 28822-05 | |
|
39 |
ПС 35 кВ Речная, ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТОП-0,66 100/5 КТ 0,5 Рег.№ 15174-06 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 |
и fe О- |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
40 |
РВНО-42 6 кВ,РЩ-6 кВ, ВЛ-6 кВ Л- РВНО-42 (ПС 35 кВ Речная) |
ТПЛ-10с 100/5 КТ 0,5 Рег.№ 29390-10 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 16687-97 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 46634-11 |
- |
УСВ-2, рег.№ 82570- 21/ СБД, СБДУ, сервер ИВК |
|
41 |
ПС 35 кВ Н.-Хазино, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 1, ВЛ-6 кВ ф. 2301 |
ТПЛ-10 300/5 КТ 0,5 Рег.№ 1276-59 |
НТМИ-6-66 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 2611-70 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 | |
|
42 |
ПС 35 кВ Н.-Хазино, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 2, ВЛ-6 кВ ф. 2302 |
ТПЛ-10 200/5 КТ 0,5 Рег.№ 1276-59 |
НТМИ-6-66 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 2611-70 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
43 |
ПС 35 кВ Н.-Хазино, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 3, ВЛ-6 кВ ф. 2303 |
ТПЛ-10 150/5 КТ 0,5 Рег.№ 1276-59 |
НТМИ-6-66 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 2611-70 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
44 |
ПС 35 кВ Н.-Хазино, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 6, ВЛ-6 кВ ф. 2306 |
ТПЛ-10 150/5 КТ 0,5 Рег.№ 1276-59 |
НТМИ-6-66 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 2611-70 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
45 |
ПС 35 кВ Н.-Хазино, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 9, ВЛ-6 кВ ф. 2309 |
ТПЛМ-10 200/5 КТ 0,5 Рег.№ 2363-68 |
НТМИ-6-66 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 2611-70 |
ТЕ 2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
46 |
ПС 35 кВ Н.-Хазино, ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ Лесная -Н.Хазино |
ТОЛ-СЭЩ 300/5 КТ 0,5 Рег.№ 51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 35000/100 Рег.№ 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-17 | ||
|
47 |
ПС 35 кВ Шарипово, РУ- 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 1, ВЛ-6 кВ ф. 2401 |
ТОЛ-НТЗ-10 150/5 КТ 0,5S Рег.№ 51679-12 |
НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 | |
|
48 |
ПС 35 кВ Шарипово, РУ- 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 2, ВЛ-6 кВ ф.2402 |
ТОЛ-НТЗ-10 300/5 КТ 0,5S Рег.№ 51679-12 |
НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
49 |
ПС 35 кВ Шарипово, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 3, ВЛ-6 кВ ф. 2403 |
ТОЛ-НТЗ-10 200/5 КТ 0,5S Рег.№ 51679-12 |
НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 |
УСВ-2, рег.№ 82570- 21/ СБД, СБДУ, сервер ИВК |
|
50 |
ПС 35 кВ Шарипово, РУ- 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 4, ВЛ-6 кВ ф.2404 |
ТОЛ-НТЗ-10 200/5 КТ 0,5S Рег.№ 51679-12 |
НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
51 |
ПС 35 кВ Шарипово, РУ- 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 19, ВЛ 6 кВ ф.2419 |
ТОЛ-НТЗ-10 200/5 КТ 0,5S Рег.№ 51679-12 |
НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
52 |
ПС 35 кВ Шарипово, РУ- 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 6, ВЛ-6 кВ ф.2406 |
ТОЛ-НТЗ-10 300/5 КТ 0,5S Рег.№ 69606-17 |
НТМИ-6-66 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 2611-70 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
53 |
ПС 35 кВ Шарипово, РУ- 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 7, ВЛ-6 кВ ф.2407 |
ТОЛ-НТЗ-10 300/5 КТ 0,5S Рег.№ 51679-12 |
НТМИ-6-66 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 2611-70 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
54 |
ПС 35 кВ Шарипово, РУ- 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 9, ВЛ-6 кВ ф.2409 |
ТОЛ-НТЗ-10 200/5 КТ 0,5S Рег.№ 51679-12 |
НТМИ-6-66 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 2611-70 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
55 |
ПС 35 кВ Шарипово, ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ Лесная - Шарипово |
ТОЛ-СЭЩ 300/5 КТ 0,5 Рег.№ 51623-12 |
ЗНОЛ КТ 0,5 35000/100 Рег.№ 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 | ||
|
56 |
ПС 110 кВ Редькино, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 6, ВЛ-6 кВ ф.1606 |
ТОЛ-НТЗ-10 200/5 КТ 0,5S Рег.№ 51679-12 |
НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 51621-12 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 |
Н С70, 822-05 | |
|
57 |
ПС 110 кВ Редькино, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 7, ВЛ-6 кВ ф.1607 |
ТОЛ-НТЗ-10 400/5 КТ 0,5S Рег.№ 51679-12 |
НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 51621-12 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 |
СИКО] рег.№ 28 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
58 |
ПС 110 кВ Редькино, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 8, ВЛ-6 кВ ф.1608 |
ТПЛМ-10 200/5 КТ 0,5 Рег.№ 2363-68 |
НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 51621-12 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 |
УСВ-2, рег.№ 82570- 21/ СБД, СБДУ, сервер ИВК |
|
59 |
ПС 110 кВ Редькино, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 9, ВЛ-6 кВ ф.1609 |
ТПЛ-10 400/5 КТ 0,5 Рег.№ 1276-59 |
НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 51621-12 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
60 |
ПС 110 кВ Редькино, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 10, ВЛ-6 кВ ф.1610 |
ТОЛ-НТЗ-10 300/5 КТ 0,5S Рег.№ 51679-12 |
НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 51621-12 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
61 |
ПС 110 кВ Редькино, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 16, ВЛ-6 кВ ф.1616 |
ТПЛ-10 200/5 КТ 0,5 Рег.№ 1276-59 |
НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 51621-12 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
62 |
ПС 110 кВ Редькино, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 20, ВЛ-6 кВ ф.1620 |
ТОЛ-НТЗ 300/5 КТ 0,5S Рег.№ 69606-17 |
НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 51621-12 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
63 |
ПС 110 кВ Танып, РУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.8, ВЛ-6 кВ ф.2008 |
ТОЛ-НТЗ 400/5 КТ 0,5S Рег.№ 69606-17 |
НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 380-49 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 | |
|
64 |
ПС 110 кВ Танып, РУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.10, ВЛ-6 кВ ф.2010 |
ТПЛ-10 300/5 КТ 0,5 Рег.№ 1276-59 |
НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 380-49 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
65 |
ПС 110 кВ Танып, РУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.11, ВЛ-6 кВ ф.2011 |
ТОЛ-НТЗ 400/5 КТ 0,5S Рег.№ 51679-12 |
НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 380-49 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
66 |
ПС 110 кВ Танып РУ-6 кВ, 2 с.ш., яч.17, ВЛ-6 кВ ф.2017 |
ТПЛ-НТЗ 200/5 КТ 0,5S Рег.№ 69608-17 |
НАМИТ КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 70324-18 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
67 |
ПС 110 кВ Танып РУ-6 кВ, 2 с.ш., яч.14, ВЛ-6 кВ ф.2014 |
ТПЛМ-10 300/5 КТ 0,5 Рег.№ 2363-68 |
НАМИТ КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 70324-18 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 |
Н С70, 822-05 |
УСВ-2, рег.№ 82570- 21/ СБД, СБДУ, сервер ИВК |
|
68 |
ПС 110 кВ Танып РУ-6 кВ, 2 с.ш., яч.16, ВЛ-6 кВ ф.2016 |
ТОЛ-НТЗ 200/5 КТ 0,5S Рег.№ 69606-17 |
НАМИТ КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 70324-18 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 |
СИКО] рег.№ 28 | |
|
69 |
ПС 110 кВ Русский Ангасяк, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 9, ВЛ-6 кВ ф.1809 |
ТПЛ-10 300/5 КТ 0,5 Рег.№ 1276-59 |
НТМИ-6-66 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 2611-70 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 | |
|
70 |
ПС 110 кВ Русский Ангасяк, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 11, ВЛ-6 кВ ф.1811 |
ТОЛ-НТЗ-10 400/5 КТ 0,5S Рег.№ 51679-12 |
НТМИ-6-66 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 2611-70 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
71 |
ПС 110 кВ Русский Ангасяк, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 26, ВЛ-6 кВ ф.1826 |
ТПЛ-10 400/5 КТ 0,5 Рег.№ 1276-59 |
НАМИТ-10 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 16687-97 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
72 |
ПС 110 кВ Русский Ангасяк, РУ-6 кВ, ф.1819, КТП-3086 |
ТОП-0,66 75/5 КТ 0,5 Рег.№ 15174-06 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36355-07 |
- | |
|
73 |
ПС 110 кВ Юсупово, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 6, ВЛ-6 кВ ф.1706 |
ТПЛ-НТЗ-10 200/5 КТ 0,5S Рег.№ 51678-12 |
НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 | |
|
74 |
ПС 110 кВ Юсупово, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 8, ВЛ-6 кВ ф.1708 |
ТОЛ-НТЗ-10 300/5 КТ 0,5S Рег.№ 51679-12 |
НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
75 |
ПС 110 кВ Юсупово, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 10, ВЛ-6 кВ ф.1710 |
ТПЛ-НТЗ-10 200/5 КТ 0,5S Рег.№ 51678-12 |
НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
76 |
ПС 110 кВ Юсупово, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 12, ВЛ-6 кВ ф.1712 |
ТОЛ-НТЗ-10 150/5 КТ 0,5S Рег.№ 51679-12 |
НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 |
УСВ-2, рег.№ 82570- 21/ СБД, СБДУ, сервер ИВК |
|
77 |
ПС 110 кВ Юсупово, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 16, ВЛ-6 кВ ф.1716 |
ТОЛ-НТЗ-10 300/5 КТ 0,5S Рег.№ 51679-12 |
НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
78 |
ПС 110 кВ Юсупово, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 20, ВЛ-6 кВ ф.1720 |
ТОЛ-НТЗ-10 300/5 КТ 0,5S Рег.№ 51679-12 |
НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53 |
ТЕ2000.01.00.00 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 83048-21 | ||
|
79 |
ПС 35 кВ Кулаево, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. № 7, ВЛ-10 кВ ф.7 |
ТПЛ-СЭЩ-10 200/5 КТ 0,2S Рег.№ 54717-13 |
НАМИТ-10 КТ 0,2 10 000/100 Рег.№ 16687-13 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 |
- | |
|
80 |
ПС 35 кВ Кулаево, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. № 8, ВЛ-10 кВ ф.8 |
ТПЛ-СЭЩ-10 300/5 КТ 0,5 Рег.№ 54717-13 |
НАМИТ-10 КТ 0,2 10 000/100 Рег.№ 16687-13 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 | ||
|
81 |
КТП-6502 6 кВ, ввод 0,4 кВ Т (ВЛ 6 кВ ф. 8 от ПС 110 кВ Луговая) |
ТОП-0,66 100/5 КТ 0,5 Рег.№ 15174-06 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36355-07 |
- | |
|
82 |
ГРП Кереметово 6 кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,22 кВ в сторону ОАО Газпром газораспределе ние Уфа (ПС 110 кВ Луговая) |
- |
- |
СЭБ-1ТМ.02Д.02 КТ 1 Рег.№ 39617-09 |
- | |
|
83 |
КТП № 5 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т (ВЛ 6 кВ ф. 12508 от ПС 35 кВ БКНС-5) |
ТШП-0,66 200/5 КТ 0,5 Рег.№ 15173-06 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36355-07 |
- |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
84 |
КТП-6854А 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т (ВЛ-6 кВ ф. 1905 от ПС 110 кВ Озерная) |
ТОП-М-0,66 100/5 КТ 0,5 Рег.№ 71205-18 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36355-07 |
- |
§ Он о CQ Он О О и W и <м о 1Г> <М 00 £ 1-1 о Ои of и и |
|
85 |
КТП-6874 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т (ВЛ 6 кВ ф. 1916 от ПС 110 кВ Озерная) |
ТОП 150/5 КТ 0,5 Рег.№ 47959-11 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36355-07 |
- | |
|
86 |
КТП-6842 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т (ВЛ 6 кВ ф. 1916 от ПС 110 кВ Озерная) |
ТОП-0,66 150/5 КТ 0,5 Рег.№ 15174-06 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36355-07 |
- | |
|
87 |
КТП-6853 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т (ВЛ 6 кВ ф. 1916 от ПС 110 кВ Озерная) |
ТШП-0,66 200/5 КТ 0,5 Рег.№ 15173-06 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36355-07 |
- | |
|
88 |
КТП Теплица 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т (ВЛ 6 кВ ф.1609 от ПС 110 кВ Редькино) |
ТТН-Ш 150/5 КТ 0,5 Рег.№ 41260-09 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36355-07 |
- | |
|
89 |
РЩ-0,4 кВ БС 02-973 ПАО МТС, КЛ-0,4 кВ (ПС Редькино ТП-4 6 кВ) |
- |
- |
ПСЧ-3ТМ.05М КТ 1,0 Рег.№ 36354-07 |
- | |
|
90 |
КТП-6961 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ (ВЛ 6 кВ ф.1616 от ПС Редькино) |
ТТН 1000/5 КТ 0,5 рег.№ 75345-19 |
- |
ПСЧ.4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 46634-11 |
- |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
91 |
КТП-6960 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ (ВЛ 6 кВ ф.1608 от ПС 110 кВ Редькино) |
ТТН 1000/5 КТ 0,5 рег.№ 75345-19 |
- |
ПСЧ.4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 46634-11 |
- |
УСВ-2, рег.№ 82570- 21/ СБД, СБДУ, сервер ИВК |
|
92 |
КТП-6490 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т (ВЛ 6 кВ ф.1608 от ПС 110 кВ Редькино) |
ТШП-0,66 200/5 КТ 0,5 Рег.№ 15173-06 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36355-07 |
- | |
|
93 |
КТП-6856 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т (ВЛ-6 кВ ф. 1905 от ПС 110 кВ Озерная) |
ТШП-0,66 300/5 КТ 0,5 Рег.№ 15173-06 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36355-07 |
- | |
|
94 |
КТП-6854 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т (ВЛ-6 кВ ф. 1905 от ПС 110 кВ Озерная) |
ТШП-0,66 200/5 КТ 0,5 Рег.№ 15173-06 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36355-07 |
- | |
|
Примечания:
| ||||||
|
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики |
ИК АИИС КУЭ | ||
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности ±6 (%) |
Границы погрешности в рабочих условиях, ±6 (%) |
|
1-5,9,11,13,17-19,21,22, 26-28,30,31,32,34,40-46, 55, 58,59, 61, 64,67,69,71 |
Активная Реактивная |
1,1 2,7 |
|
|
6,8,10,12,14,16,23,25,33,35, 37,39,72,81,83,84,85,86,87,88,90-94 |
Активная Реактивная |
0,9 2,3 |
3,0 5,1 |
|
7,15,20,24,29,36,38, 47-54,56,57,60,62,63,65,66,68,70, 73-78 |
Активная Реактивная |
1,1 2,7 |
|
|
79 |
Активная Реактивная |
0,7 1,5 |
1,9 3,5 |
|
80 |
Активная Реактивная |
1,0 2,4 |
3,0 5,2 |
|
82,89 |
Активная |
1,1 |
2,1 |
|
Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU), (±) с |
5 | ||
|
Примечания:
| |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
94 |
|
Нормальные условия параметры сети:
температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от 98 до 102 от 100 до 120 0,9 50 от +21 до +25 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от Ihom |
от 1(2) до 120 |
|
- коэффициент мощности cos9 (sm9) |
от 0,5 инд. до 1 емк |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды для ТТ, ТН. °С |
от -40 до +70 |
|
температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от -40 до +40 |
|
температура окружающей среды для УСПД, °С |
от -10 до +50 |
|
температура окружающей среды для сервера ИВК, СБД, СБДу °С |
от +10 до + 35 |
|
атмосферное давление, кПа |
от 84,0 до 107,0 |
|
относительная влажность, %, не более |
80 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: СЭТ-4ТМ.03М (рег.№ 36697-08): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140 000 |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК (рег.№ 46634-11): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165 000 |
|
ПСЧ-4ТМ.05М (рег.№ 36355-07) - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165 000 |
|
ПСЧ-3ТМ.05М (рег.№ 36354-07) - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140 000 |
|
СЭБ-1ТМ.02Д.02 (рег.№ 39617-09) - среднее время наработки на отказ, ч, не |
140 000 |
|
ТЕ2000 ( рег.№ 83048-21) - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220 000 |
|
УСВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
Сервер ИВК, СБД, , СБДу : - среднее время наработки на отказ, ч,не менее |
100000 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: СЭТ-4ТМ.03М (рег.№ 36697-08): - каждого массива профиля со временем интегрирования 30 минут, сут, не менее |
113 |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК (рег.№ 46634-11): - каждого массива профиля со временем интегрирования 30 минут, сут, не менее |
113 |
|
ПСЧ-4ТМ.05М (рег.№ 36355-07): - каждого массива профиля со временем интегрирования 30 минут, сут, не менее |
113 |
|
ПСЧ-3ТМ.05М (рег.№ 36354-07) - каждого массива профиля со временем интегрирования 30 минут, сут, не менее |
113 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
СЭБ-1ТМ.02Д.02 (рег.№ 39617-09) | |
|
- каждого массива профиля со временем интегрирования 30 минут, | |
|
сут, не менее ТЕ2000 ( рег.№ 83048-21) |
113 |
|
- каждого массива профиля со временем интегрирования 30 минут, | |
|
сут, не менее | |
|
УСПД: |
113 |
|
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
|
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц | |
|
по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
|
Сервер ИВК, СБД, СБДу: | |
|
- данные измерений и журналы событий, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте. Регистрация событий:
-
- в журнале событий счетчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике, УСПД Защищенность применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчетчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- УСПД;
-
- серверов.
-
- защита информации на программном уровне:
-
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
-
- установка пароля на счетчик;
-
- установка пароля на серверах;
-
- установка пароля УСПД.