Номер по Госреестру СИ: 65743-16
65743-16 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК "Башнефть" III очередь
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК «Башнефть» III очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Общие сведения
Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства -
Номер записи - 157143
ID в реестре СИ - 379543
Тип производства - единичное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
Производитель
Изготовитель - ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Уфа
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Справочник содержит информацию об организациях, аккредитованных на работу в области обеспечения единства измерений. За основу справочника взят реестр аккредитованных лиц (https://pub.fsa.gov.ru/ral) Федеральной службы по аккредитации. Частота обновления справочника не реже одного раза в квартал.
Справочник реализован в виде единой таблицы, имеется возможность поиска и сортировки по любому из полей. В таблице представлена следующая информация: Номер аттестата аккредитации, ИНН; Наименование организации; Наименование аккредитованного лица; Статус организации в реестре аккредитованных лиц ФСА; Комментарий; Адреса осуществления деятельности.
Статистика
Кол-во поверок -
Выдано извещений -
Кол-во периодических поверок -
Кол-во средств измерений -
Кол-во владельцев -
Усредненный год выпуска СИ -
МПИ по поверкам - дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№1713 от 2016.11.23 Об утверждении типов средств измерений
Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК "Башнефть" III очередь (Нет данных)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть"
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
65669-16 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК "Башнефть" в части ПС "Кариновка" 35/10 кВ, ПС "Струковская" 35/10 кВ, Нет данных ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" (РОССИЯ г.Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
|
65743-16 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК "Башнефть" III очередь, Нет данных ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" (РОССИЯ г.Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
|
71917-18 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО АНК "Башнефть" "Башнефть-Уфанефтехим", Нет данных ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" (РОССИЯ г.Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
|
71964-18 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО АНК "Башнефть" "Башнефть-Новойл", Нет данных ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" (РОССИЯ г.Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
|
71965-18 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО АНК "Башнефть" "Башнефть-УНПЗ", Нет данных ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" (РОССИЯ г.Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
|
77301-20 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Ишимбайской группы месторождений ПАО АНК "Башнефть", ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" (РОССИЯ г.Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
|
77280-20 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" (ХМАО-Югра и РБ) (ХМАО-Югра и РБ), ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" (РОССИЯ г.Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
|
79025-20 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Арланской группы месторождений ПАО АНК "Башнефть", ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" (РОССИЯ г.Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
|
79024-20 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" (Уфимский участок), ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" (РОССИЯ г.Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
|
79023-20 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Приютовской группы месторождений ПАО АНК "Башнефть", ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" (РОССИЯ г.Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
|
79022-20 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" Янаул, ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" (РОССИЯ г.Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
Отчет "Подбор поверителей по области измерений" позволяет быстро найти организации, специализирующиеся поверкой СИ в конкретной области измерений.
Для запуска отчета достаточно выбрать из списка интересующую область измерений и нажать кнопку "Показать результат".
В результатах поиска будет отображена таблица, содержащая информацию об организациях, проводивших поверку, их статус (подвед РСТ или нет), модификации типов СИ, общее количество поверок и количество поверок, сделанных в текущем году.
Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК "Башнефть" III очередь (Нет данных)
| 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 |
|---|
Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК "Башнефть" III очередь (Нет данных)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО 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.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
|
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 |
3.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК «Башнефть» III очередь типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК «Башнефть» III очередь (АИИС КУЭ ПАО АНК «Башнефть» III очередь), аттестованной АО ГК «Системы и технологии», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК «Башнефть» III очередь
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.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 65743-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК «Башнефть» III очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «МетроСервис» в ноябре 2016 г.
Основные средства поверки:
-
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
-
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
-
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющемуся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованному с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 4 декабря 2007 г.;
-
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
-
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по документу ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющемуся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
-
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» марта 2011 г.;
-
- счетчиков СЕ 304 - по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные СЕ 304. Методика поверки» ИНЕС.411152.064 Д1, утвержденному ФГУП ВНИИМС в 2006 г.;
-
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124.РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
-
- счетчиков ЕвроАльфа (ЕА) - по документу «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;
-
- счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованной с ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;
-
- СИКОН С50 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С50. Методика поверки ВЛСТ 198.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
-
- СИКОН С70 - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным ВНИИМС в 2005 г.;
-
- УСВ-2 - в соответствии с документом ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
-
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Рег. № 46656-11);
-
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
-
- термогигрометр «Ива-6А-Д»: диапазон измерений температуры от минус 20 °С до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 % до 98 %, дискретность 0,1 %;
-
- Измеритель акустический многофункциональный ЭКОФИЗИКА: диапазон измерений магнитной индукции от 0,005 до 5 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Изготовитель
Публичное акционерное общество «Акционерная нефтяная Компания «Башнефть» (ПАО АНК «Башнефть»)
ИНН: 0274051582
Адрес: 450077, Россия, г. Уфа, ул. Карла Маркса, д. 30, к.1
Телефон/факс: (347) 261-61-61/261-62-62
E-mail: info_bn@bashneft.ru
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Стройэнергетика» (ООО «Стройэнергетика»)ИНН: 7716809275
Адрес: 129337 г. Москва, ул. Красная Сосна, д. 20, стр. 1 Телефон/факс: (495) 410-28-81
E-mail: Stroyenergetika@gmail. com
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Метрологический сервисный центр» (ООО «МетроСервис»)
Адрес: 660133, Россия, Красноярский край, г. Красноярск, ул. Сергея Лазо, 6а Тел.: (391) 224-85-62
E-mail: E.E.Servis@mail.com
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 (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С50, СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации времени на базе ГЛОНАСС/GPS-nриемника типа УСВ-2 (далее - УСВ-2).
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервера баз данных (далее - БД), УСВ-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, 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, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных 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. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера баз данных настоящей системы.
В АИИС КУЭ реализована возможность информационного обмена XML-файлами 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 со следующими АИИС КУЭ:
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «БГК» (Рег. № 52559-13);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» (Рег. № 41171-09);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирская сетевая компания» (АИИС КУЭ ООО «БСК») (Рег. № 41792-09);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» пятая очередь (Рег. № 61245-15);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОРЕСУРС» (Рег. № 59752-15);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НижегородЭнергоТрейд» (ООО «ЗПИ «Альтернатива») (Рег. № 59288-14);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по ЛПДС «Андреевка» (Рег. № 55274-13);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объекту Ш1С «Чекмагуш» (Рег. № 54861-13);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по объекту ЛПДС «Нурлино» (Рег. № 62201-15);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по объекту ЛПДС «Языково» (Рег. № 60250-15);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по ЛПДС «Черкассы», ЛПДС «Субханкулово», ЛПДС «Языково», ЛПДС «Салават», БПО (Рег. № 55227-13);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Башкортостан (Рег. № 61810-15);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «Оренбургэнергосбыт» (Рег. № 55829-13);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОРЭ ООО «Энергетическая сбытовая компания Башкортостана» (Рег. № 58406-14);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тюменская энергосбытовая компания» (Рег. № 56762-14);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тюменская энергосбытовая компания» с Изменением № 1 (Рег. № 56762-15);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» (АИИС КУЭ ОАО «ННП») для оптового рынка электроэнергии (Рег. № 58234-14);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Газпром нефтехим Салават» (Рег. № 62674-15);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПГУ-410Т г. Салават (Рег. № 62227-15);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ» (Рег. № 39615-08).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее -СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСВ-2. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени УСВ-2 составляет не более ±10 мкс. Сервер БД, расположенный в центре сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) ПАО АНК «Башнефть», периодически (не реже чем 1 раз в 1 час) сравнивает свое системное время с УСВ-2, корректировка часов сервера БД осуществляется независимо от наличия расхождения. Часы серверов БД, расположенных в ЦСОИ НГДУ «Арланнефть», НГДУ «Ишимбайнефть», НГДУ «Туймазанефть», НГДУ «Чекмагушнефть» и НГДУ «Уфанефть», синхронизированы по времени с часами сервера БД, расположенного в ПАО АНК «Башнефть», сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождения.
Для ИК, в состав которых не входит УСПД, сличение показаний часов счетчиков и сервера БД, расположенного в ЦСОИ НГДУ, производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов осуществляется независимо от наличия расхождения, но не чаще 1 раза в сутки
Для ИК, в состав которых входит УСПД без подключенного к нему УСВ-2, сличение показаний часов УСПД и сервера БД, расположенного в ЦСОИ НГДУ, происходит каждый сеанс связи, коррекция часов УСПД производится независимо от наличия расхождения. Абсолютная погрешность измерений времени УСПД составляет ±1,5 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков осуществляется при наличии расхождения более ±3 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Для ИК, в состав которых входит УСПД с подключенным к нему УСВ-2, сличение показаний часов УСПД и УСВ-2, происходит каждый сеанс связи, коррекция часов УСПД производится независимо от наличия расхождения. Абсолютная погрешность измерений времени УСПД составляет ±1,5 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков осуществляется при наличии расхождения более ±3 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность хода часов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, УСПД, сервера БД отражаются в журналах событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК10-5,6 |
9143-01 |
10 |
|
Трансформаторы тока |
АВК 10 |
47171-11 |
30 |
|
Трансформаторы тока |
ТОП-0,66 |
15174-06 |
12 |
|
Трансформаторы тока |
ТК-20 |
1407-60 |
9 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10 |
1276-59 |
16 |
Продолжение таблицы 6
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ 10 |
7069-79 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТОП-0,66 |
47959-11 |
18 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
2473-69 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
2363-68 |
1 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10с |
29390-10 |
1 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК-10 |
9143-83 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-35Б-1У1 |
3689-73 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 М У3 |
36382-07 |
9 |
|
Трансформаторы тока |
ТТЭ-30 |
32501-08 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-I |
15128-07 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТШП-0,66 |
15173-06 |
12 |
|
Трансформаторы тока |
IMZ |
16048-97 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТВЛМ-10 |
1856-63 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТШП-0,66 |
47957-11 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
32139-06 |
10 |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 |
26418-08 |
12 |
|
Трансформаторы тока |
GIF 40,5 |
30368-10 |
4 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-06 |
3344-72 |
18 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 |
16687-07 |
9 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
16687-97 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
VSK I 10b |
47172-11 |
18 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ |
831-53 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-6 |
46738-11 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
912-07 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
912-70 |
8 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП |
23544-07 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
11094-87 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
20186-05 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
UMZ |
16047-97 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-08 |
11 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05М |
36355-07 |
29 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
46634-11 |
6 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
1 |
|
Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные |
СЕ 304 |
31424-07 |
8 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
9 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ЕвроАльфа (ЕА) |
16666-07 |
4 |
|
Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока, статические, многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.02 |
20175-01 |
1 |
Окончание таблицы 6
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
28822-05 |
6 |
|
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С50 |
28523-05 |
8 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
41681-10 |
10 |
|
Программное обеспечение |
Пирамида 2000 |
- |
1 |
|
Методика поверки |
- |
- |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
- |
- |
1 |
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С50, СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации времени на базе ГЛОНАСС/GPS-nриемника типа УСВ-2 (далее - УСВ-2).
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервера баз данных (далее - БД), УСВ-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, 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, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных 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. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера баз данных настоящей системы.
В АИИС КУЭ реализована возможность информационного обмена XML-файлами 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 со следующими АИИС КУЭ:
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «БГК» (Рег. № 52559-13);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» (Рег. № 41171-09);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирская сетевая компания» (АИИС КУЭ ООО «БСК») (Рег. № 41792-09);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» пятая очередь (Рег. № 61245-15);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОРЕСУРС» (Рег. № 59752-15);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НижегородЭнергоТрейд» (ООО «ЗПИ «Альтернатива») (Рег. № 59288-14);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по ЛПДС «Андреевка» (Рег. № 55274-13);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объекту Ш1С «Чекмагуш» (Рег. № 54861-13);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по объекту ЛПДС «Нурлино» (Рег. № 62201-15);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по объекту ЛПДС «Языково» (Рег. № 60250-15);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по ЛПДС «Черкассы», ЛПДС «Субханкулово», ЛПДС «Языково», ЛПДС «Салават», БПО (Рег. № 55227-13);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Башкортостан (Рег. № 61810-15);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «Оренбургэнергосбыт» (Рег. № 55829-13);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОРЭ ООО «Энергетическая сбытовая компания Башкортостана» (Рег. № 58406-14);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тюменская энергосбытовая компания» (Рег. № 56762-14);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тюменская энергосбытовая компания» с Изменением № 1 (Рег. № 56762-15);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» (АИИС КУЭ ОАО «ННП») для оптового рынка электроэнергии (Рег. № 58234-14);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Газпром нефтехим Салават» (Рег. № 62674-15);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПГУ-410Т г. Салават (Рег. № 62227-15);
-
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ» (Рег. № 39615-08).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее -СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСВ-2. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени УСВ-2 составляет не более ±10 мкс. Сервер БД, расположенный в центре сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) ПАО АНК «Башнефть», периодически (не реже чем 1 раз в 1 час) сравнивает свое системное время с УСВ-2, корректировка часов сервера БД осуществляется независимо от наличия расхождения. Часы серверов БД, расположенных в ЦСОИ НГДУ «Арланнефть», НГДУ «Ишимбайнефть», НГДУ «Туймазанефть», НГДУ «Чекмагушнефть» и НГДУ «Уфанефть», синхронизированы по времени с часами сервера БД, расположенного в ПАО АНК «Башнефть», сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождения.
Для ИК, в состав которых не входит УСПД, сличение показаний часов счетчиков и сервера БД, расположенного в ЦСОИ НГДУ, производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов осуществляется независимо от наличия расхождения, но не чаще 1 раза в сутки
Для ИК, в состав которых входит УСПД без подключенного к нему УСВ-2, сличение показаний часов УСПД и сервера БД, расположенного в ЦСОИ НГДУ, происходит каждый сеанс связи, коррекция часов УСПД производится независимо от наличия расхождения. Абсолютная погрешность измерений времени УСПД составляет ±1,5 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков осуществляется при наличии расхождения более ±3 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Для ИК, в состав которых входит УСПД с подключенным к нему УСВ-2, сличение показаний часов УСПД и УСВ-2, происходит каждый сеанс связи, коррекция часов УСПД производится независимо от наличия расхождения. Абсолютная погрешность измерений времени УСПД составляет ±1,5 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков осуществляется при наличии расхождения более ±3 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность хода часов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, УСПД, сервера БД отражаются в журналах событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО 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.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
|
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 |
3.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
|
Таблица 2 - Состав измерительных каналов А |
ИИС КУЭ | |||||
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | |||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
НГДУ Арланнефть | ||||||
|
1 |
ЗРУ-6 кВ «Кирпичный завод» от опоры № 4 ф. № 11 ПС «Арлан» 110/35/6 кВ |
ТЛК10-5 300/5 Кл. т. 0,5 |
ЗНОЛ-06 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
|
2 |
ЗРУ-6 кВ «Кирпичный завод» от опоры № 4 ф. № 19 ПС «Можары» 110/35/6 кВ |
ТЛК10-5 300/5 Кл. т. 0,5 |
ЗНОЛ-06 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
|
3 |
ПС «Буй» 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, 1 СШ, яч. № 6, ф. 6 |
АВК 10 200/5 Кл. т. 0,5 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
|
4 |
ПС «Буй» 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, 2 СШ, яч. № 14, ф. 14 |
АВК 10 300/5 Кл. т. 0,5 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
|
5 |
ПС «СУН-7» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1 |
АВК 10 600/5 Кл. т. 0,5 |
VSK I 10b 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
6 |
ПС «СУН-7» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т2 |
АВК 10 600/5 Кл. т. 0,5 |
VSK I 10b 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
7 |
ПС «СУН-7» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТОП-0,66 100/5 Кл. т. 0,5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
8 |
ПС «СУН-7» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
ТК-20 100/5 Кл. т. 0,5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
9 |
ПС «Хмелевка» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1 |
ТПЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5 |
ЗНОЛ-06 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
|
10 |
ПС «Хмелевка» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т2 |
ТПЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5 |
ЗНОЛ-06 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
|
11 |
ПС «Хмелевка» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТОП-0,66 100/5 Кл. т. 0,5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
|
12 |
ПС «Хмелевка» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
ТК-20 50/5 Кл. т. 0,5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
|
13 |
ПС «Чангакуль» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1 |
ТОЛ 10 600/5 Кл. т. 0,5 |
ЗНОЛ-06 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
14 |
ПС «Чангакуль» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т2 |
ТОЛ 10 600/5 Кл. т. 0,5 |
ЗНОЛ-06 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
15 |
ПС «Чангакуль» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТК-20 50/5 Кл. т. 0,5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
16 |
ПС «Чангакуль» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
ТОП-0,66 50/5 Кл. т. 0,5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
17 |
ПС «Восточная» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1 |
ТЛМ-10 800/5 Кл. т. 0,5 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
|
18 |
ПС «Восточная» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН |
ТОП-0,66 50/5 Кл. т. 0,5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
19 |
ПС «БКНС-5» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1 |
АВК 10 600/5 Кл. т. 0,5 |
VSK I 10b 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
|
20 |
ПС «БКНС-5» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН |
ТОП-0,66 100/5 Кл. т. 0,5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
|
21 |
ПС «КНС-15» 35/6 кВ, РУ-6 кВ, СШ-6 кВ, яч. № 6 |
ТПЛ-10 75/5 Кл. т. 0,5 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
|
22 |
РВНО-2В1608 6 кВ отпайки на опоре № 59 ВЛ-6 кВ ф. № 8 ПС «Редькино» 110/35/6 кВ |
ТПЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 |
НТМИ 6000/100 Кл. т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
|
23 |
ПС «КНС-26» 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, 1 СШ, яч . № 8 |
ТПЛМ-10 ТПЛ-10с 75/5 Кл. т. 0,5 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
|
24 |
РВНО-8 6 кВ отпайки на опоре № 51 ВЛ-6 кВ ф. № 20 ПС «Ташкиново» 110/6 кВ |
ТЛК-10 75/5 Кл. т. 0,5 |
ЗНОЛП-6 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
|
25 |
ПС «Совхозная» 35/10 кВ, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Кубиязы-Бияваш 2ц. |
ТФЗМ-35Б-1У1 300/5 Кл. т. 0,5 |
ЗНОМ-35-65 35000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
|
НГДУ Ишимбайнефть | ||||||
|
26 |
ПС «Мияки-Тамак» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1 |
ТПЛ-10 150/5 Кл. т. 0,5 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
27 |
ПС «Мияки-Тамак» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т2 |
ТПЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
28 |
ПС «Мияки-Тамак» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
Т-0,66 М У3 200/5 Кл. т. 0,5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
29 |
ПС «Мияки-Тамак» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
ТТЭ-30 150/5 Кл. т. 0,5S |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
30 |
ПС «Чураево» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1 |
АВК 10 600/5 Кл. т. 0,5 |
VSK I 10b 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
31 |
ПС «Чураево» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т2 |
АВК 10 600/5 Кл. т. 0,5 |
VSK I 10b 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
32 |
ПС «Чураево» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
Т-0,66 М У3 200/5 Кл. т. 0,5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
33 |
ПС «Чураево» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
Т-0,66 М У3 200/5 Кл. т. 0,5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
34 |
КРУ-10 кВ Реклоузер отпайки на опоре № 94 ВЛ-10 кВ ф. № 14 ПС «Ермекеево» 110/35/10 кВ |
ТОЛ-10-I 200/5 Кл. т. 0,5 |
ЗНОЛП 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
|
35 |
ПС «Уязы-Тамак» 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. № 4, ф. 37-03 |
ТПЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 |
СЕ 304 Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
|
36 |
ПС «Уязы-Тамак» 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. № 3, ф. 37-08 |
ТПЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 |
СЕ 304 Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
|
37 |
ПС «Булат» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1 |
АВК 10 600/5 Кл. т. 0,5 |
VSK I 10b 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
38 |
ПС «Булат» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТОП-0,66 100/5 Кл. т. 0,5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
39 |
ПС «Карагай» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1 |
ТЛК10-6 800/5 Кл. т. 0,5 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
40 |
ПС «Карагай» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т2 |
ТЛК10-6 800/5 Кл. т. 0,5 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
41 |
ПС «Карагай» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТШП-0,66 200/5 Кл. т. 0,5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
42 |
ПС «Карагай» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
ТШП-0,66 200/5 Кл. т. 0,5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
43 |
ПС «Михайловка» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1 |
IMZ 600/5 Кл. т. 0,5 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
44 |
ПС «Михайловка» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН |
ТОП-0,66 150/5 Кл. т. 0,5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
НГДУ Чекмагушнефть | ||||||
|
45 |
ПС «Илишево» 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, 1 СШ, яч. № 5, ф. 5 |
АВК 10 200/5 Кл. т. 0,5 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 |
СЕ 304 Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
|
46 |
ПС «Илишево» 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, 2 СШ, яч. № 15, ф. 15 |
АВК 10 200/5 Кл. т. 0,5 |
НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 |
СЕ 304 Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
|
47 |
ПС «Илишево» 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, 2 СШ, яч. № 16, ф. 16 |
АВК 10 100/5 Кл. т. 0,5 |
НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 |
СЕ 304 Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
48 |
ПС «Илишево» 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, 2 СШ, яч. № 18, ф. 18 |
АВК 10 100/5 Кл. т. 0,5 |
НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 |
СЕ 304 Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
|
49 |
ПС «Аккузево» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1 |
ТВЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 |
НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 |
СЕ 304 Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
|
50 |
ПС «Аккузево» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТОП-0,66 200/5 Кл. т. 0,5 |
- |
СЕ 304 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
|
51 |
КТП 10/0,4 кВ № 0308, Ввод 0,4 кВ Т1, фидер 234 от ПС «Байталы» |
ТШП-0,66 200/5 Кл. т. 0,5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 |
- |
активная реактивная |
|
НГДУ Уфанефть | ||||||
|
52 |
ПС «Башнефть» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1 |
ТОЛ-СЭЩ-10 800/5 Кл. т. 0,5 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
53 |
ПС «Башнефть» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т2 |
ТОЛ-СЭЩ-10 800/5 Кл. т. 0,5 |
НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
54 |
ПС «Башнефть» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТОП-0,66 200/5 Кл. т. 0,5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.05 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
55 |
ПС «Башнефть» 35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
ТОП-0,66 200/5 Кл. т. 0,5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.05 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
56 |
ПС «Башнефть» 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. № 4, ф. 4 |
ТЛК10-6 50/5 Кл. т. 0,5 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
57 |
ПС «Башнефть» 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. № 5, ф. 5 |
ТОЛ-СЭЩ-10 400/5 Кл. т. 0,5 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
58 |
ПС «Башнефть» 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ, яч. № 10, ф. 10 |
ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл. т. 0,5 |
НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С50 |
активная реактивная |
|
59 |
ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 1 СШ, ф. № 1 |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 400/5 Кл. т. 0,5 |
ЗНОМ-35-65 35000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
|
60 |
ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 1 СШ ф. № 2 |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 200/5 Кл. т. 0,5 |
ЗНОМ-35-65 35000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
EA05RL Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
|
61 |
ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 1 СШ ф. № 3 |
GIF 40,5 400/5 Кл. т. 0,2S |
ЗНОМ-35-65 35000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
EA05RL Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
|
62 |
ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 1 СШ ф. № 4 |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 200/5 Кл. т. 0,5 |
ЗНОМ-35-65 35000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
|
63 |
ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 2 СШ ф. № 5 |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 200/5 Кл. т. 0,5 |
ЗНОМ-35-65 35000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/0,5 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
|
64 |
ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 2 СШ ф. № 6 |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 200/5 Кл. т. 0,5 |
ЗНОМ-35-65 35000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
|
65 |
ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 2 СШ ф. № 7 |
GIF 40,5 400/5 Кл. т. 0,2S |
ЗНОМ-35-65 35000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
EA05RL Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
|
66 |
ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 2 СШ ф. № 8 |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 200/5 Кл. т. 0,5 |
ЗНОМ-35-65 35000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 |
EA05RL Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
|
67 |
ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТШП-0,66 300/5 Кл. т. 0,5S |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
Окончание таблицы 2
|
1 |
2 |
3 | |
|
68 |
ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
ТШП-0,66 300/5 Кл. т. 0,5S | |
|
69 |
ПС «ДНС-2» Магма 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ, яч. № 18 |
АВК 10 150/5 Кл. т. 0,5 |
|
4 |
5 |
6 |
7 |
|
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/l,0 |
СИКОН С70 |
активная реактивная |
|
UMZ 6000Л/3:1 ОО/л/з Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 |
- |
активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±6), % |
Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±6), % | ||||||
|
cos ф = 1 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
|
1-6; 9; 10; 13; 14; 17; 19; 21-27; 30; 31; 34; 37; 39; 40; 43; 64 |
1н1<11<1,21н1 |
1,0 |
1,4 |
2,3 |
1,7 |
2,2 |
2,9 |
|
0,2Ih1<I1<Ih1 |
1,2 |
1,7 |
3,0 |
1,8 |
2,4 |
3,5 | |
|
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 |
1,8 |
2,9 |
5,4 |
2,3 |
3,4 |
5,7 |
|
7; 8; 11; 12; 15; 16; 18; |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
0,8 |
1,1 |
1,9 |
1,6 |
2,1 |
2,6 |
|
20; 28; 32; 33; 38; 41; 42; 44; 51; 54; 55 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
1,0 |
1,5 |
2,7 |
1,7 |
2,3 |
3,2 |
|
(ТТ 0,5; Сч 0,5S) |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 |
1,7 |
2,8 |
5,3 |
2,2 |
3,3 |
5,6 |
|
29; 67; 68 |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
0,8 |
1,1 |
1,9 |
1,6 |
2,1 |
2,6 |
|
0,2Ih1<I1<Ih1 |
0,8 |
1,1 |
1,9 |
1,6 |
2,1 |
2,6 | |
|
(ТТ 0,5S; Сч 0,5S) |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 |
1,0 |
1,5 |
2,7 |
1,7 |
2,3 |
3,2 |
|
0,01Ih1<I1<0,2Ih1 |
2,0 |
2,9 |
5,4 |
2,6 |
3,4 |
5,6 | |
|
35; 36; 45 |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,1 |
1,5 |
2,3 |
|
0,2Ih1<I1<Ih1 |
1,1 |
1,6 |
2,9 |
1,2 |
1,8 |
3,0 | |
|
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,1Ih1<I1<0,2Ih1 |
1,8 |
2,8 |
5,4 |
1,9 |
2,9 |
5,5 |
|
0,05Ih1<I1<0,1Ih1 |
1,8 |
2,9 |
5,4 |
1,9 |
3,0 |
5,5 | |
|
46-49 |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
0,7 |
1,1 |
1,9 |
0,9 |
1,3 |
2,1 |
|
0,2Ih1<I1<Ih1 |
0,9 |
1,5 |
2,7 |
1,1 |
1,7 |
2,8 | |
|
(ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,2S) |
0,1Ih1<I1<0,2Ih1 |
1,7 |
2,8 |
5,3 |
1,8 |
2,9 |
5,3 |
|
0,05Ih1<I1<0,1Ih1 |
1,7 |
2,8 |
5,3 |
1,8 |
2,9 |
5,4 | |
|
50 |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
0,8 |
1,1 |
1,9 |
1,6 |
2,1 |
2,6 |
|
0,2Ih1<I1<Ih1 |
1,0 |
1,5 |
2,7 |
1,7 |
2,3 |
3,2 | |
|
(ТТ 0,5; Сч 0,5S) |
0,1Ih1<I1<0,2Ih1 |
1,7 |
2,8 |
5,3 |
2,2 |
3,3 |
5,6 |
|
0,05Ih1<I1<0,1Ih1 |
1,7 |
2,9 |
5,4 |
2,2 |
3,4 |
5,6 | |
|
52; 53; 56-59; 62; 69 |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,1 |
1,5 |
2,3 |
|
0,2Ih1<I1<Ih1 |
1,1 |
1,6 |
2,9 |
1,2 |
1,8 |
3,0 | |
|
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 |
1,8 |
2,8 |
5,4 |
1,9 |
2,9 |
5,5 |
|
60; 63; 66 |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
1,0 |
1,4 |
2,3 |
1,7 |
2,2 |
2,9 |
|
0,2Ih1<I1<Ih1 |
1,2 |
1,7 |
3,0 |
1,8 |
2,4 |
3,5 | |
|
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
0,1Ih1<I1<0,2Ih1 |
1,8 |
2,9 |
5,4 |
2,3 |
3,4 |
5,7 |
|
0,05Ih1<I1<0,1Ih1 |
1,8 |
3,0 |
5,5 |
2,3 |
3,5 |
5,8 | |
|
61; 65 |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
0,9 |
1,1 |
1,5 |
1,6 |
2,0 |
2,3 |
|
0,2Ih1<I1<Ih1 |
0,9 |
1,1 |
1,5 |
1,6 |
2,0 |
2,3 | |
|
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
0,1Ih1<I1<0,2Ih1 |
0,9 |
1,1 |
1,7 |
1,6 |
2,1 |
2,4 |
|
0,05Ih1<I1<0,1Ih1 |
0,9 |
1,4 |
1,9 |
1,6 |
2,3 |
2,6 | |
|
0,01Ih1<I1<0,05Ih1 |
1,5 |
1,7 |
2,5 |
2,3 |
2,5 |
3,0 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±6), % |
Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±6), % | ||||
|
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1-6; 17; 9; 10; 13; 14; 19; 21-27; 30; 31; 34; 37; 39; 40; 43 |
1н1<11<1,21н1 |
2,1 |
1,5 |
4,0 |
3,8 |
|
0,2Ih1<I1<Ih1 |
2,6 |
1,8 |
4,3 |
3,9 | |
|
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) |
0,051н1<11<0,21н1 |
4,4 |
2,7 |
5,6 |
4,4 |
|
7; 8; 11; 12; 15; 16; 18; |
1н1<11<1,21н1 |
1,8 |
1,3 |
3,9 |
3,7 |
|
20; 28; 32; 33; 38; 41; 42; 44; 51; 54; 55 |
0,21н1<11<1н1 |
2,4 |
1,6 |
4,2 |
3,8 |
|
(ТТ 0,5; Сч 1,0) |
0,051н1<11<0,21н1 |
4,3 |
2,6 |
5,5 |
4,3 |
|
29; 67; 68 |
1н1<11<1,21н1 |
1,8 |
1,3 |
3,9 |
3,7 |
|
0,21н1<11<1н1 |
1,8 |
1,3 |
3,9 |
3,7 | |
|
(ТТ 0,5S; Сч 1,0) |
0,051н1<11<0,21н1 |
2,4 |
1,6 |
4,2 |
3,8 |
|
0,021н1<11<0,21н1 |
4,5 |
2,9 |
5,7 |
4,5 | |
|
35; 36; 45 |
1н1<11<1,21н1 |
1,9 |
1,2 |
2,6 |
2,1 |
|
0,21н1<11<1н1 |
2,4 |
1,5 |
3,0 |
2,3 | |
|
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,11н1<11<0,21н1 |
4,3 |
2,5 |
4,7 |
3,1 |
|
0,051н1<11<0,11н1 |
4,4 |
2,7 |
4,8 |
3,2 | |
|
46-49 |
1н1<11<1,21н1 |
1,6 |
1,1 |
2,4 |
2,1 |
|
0,21н1<11<1н1 |
2,3 |
1,4 |
2,9 |
2,2 | |
|
(ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5) |
0,11н1<11<0,21н1 |
4,3 |
2,5 |
4,6 |
3,0 |
|
0,051н1<11<0,11н1 |
4,3 |
2,6 |
4,7 |
3,1 | |
|
50 |
1н1<11<1,21н1 |
1,8 |
1,3 |
3,9 |
3,7 |
|
0,21н1<11<1н1 |
2,4 |
1,6 |
4,2 |
3,8 | |
|
(ТТ 0,5; Сч 1,0) |
0,11н1<11<0,21н1 |
4,3 |
2,6 |
5,5 |
4,3 |
|
0,051н1<11<0,11н1 |
4,5 |
2,9 |
5,7 |
4,5 | |
|
52; 53; 56-59; 62; 69 |
1н1<11<1,21н1 |
1,8 |
1,2 |
2,0 |
1,5 |
|
0,21н1<11<1н1 |
2,4 |
1,5 |
2,6 |
1,7 | |
|
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,051н1<11<0,21н1 |
4,4 |
2,6 |
4,6 |
2,8 |
|
60; 66 |
1н1<11<1,21н1 |
2,1 |
1,5 |
4,0 |
3,8 |
|
0,21н1<11<1н1 |
2,6 |
1,8 |
4,3 |
3,9 | |
|
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) |
0,11н1<11<0,21н1 |
4,4 |
2,7 |
5,6 |
4,4 |
|
0,051н1<11<0,11н1 |
4,6 |
3,0 |
5,8 |
4,5 | |
|
1н1<11<1,21н1 |
1,6 |
1,3 |
3,8 |
3,7 | |
|
61; 65 |
0,21н1<11<1н1 |
1,6 |
1,3 |
3,8 |
3,7 |
|
0,11н1<11<0,21н1 |
1,7 |
1,4 |
3,8 |
3,7 | |
|
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 1,0) |
0,051н1<11<0,11н1 |
2,1 |
1,9 |
4,0 |
3,9 |
|
0,021н1<11<0,051н1 |
2,5 |
2,1 |
4,2 |
4,0 | |
Окончание таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
63 |
1н1<11<1,21н1 |
1,8 |
1,2 |
2,0 |
1,5 |
|
0,21н1<11<1н1 |
2,4 |
1,5 |
2,6 |
1,7 | |
|
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,11н1<11<0,21н1 |
4,4 |
2,5 |
4,5 |
2,7 |
|
0,051н1<11<0,11н1 |
4,4 |
2,6 |
4,6 |
2,8 | |
|
64 |
1н1<11<1,21н1 |
2,1 |
1,5 |
2,7 |
2,3 |
|
0,21н1<11<1н1 |
2,6 |
1,8 |
3,2 |
2,5 | |
|
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) |
0,051н1<11<0,21н1 |
4,7 |
2,9 |
5,5 |
3,8 |
Примечания:
-
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
-
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
-
3 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,5; 0,8; 1 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 35 °С.
-
4 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до101 |
|
- ток, % от 1ном |
1- до 120 |
|
- коэффициент мощности cosj |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности cosj |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С |
от -40 до +55 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С |
от -10 до +50 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:
|
140000 |
|
- СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) |
165000 |
|
- ПСЧ-4ТМ.05М |
140000 |
|
- ПСЧ-4ТМ.05МК |
165000 |
|
- СЕ 304 |
120000 |
|
- СЭТ-4ТМ.03 |
90000 |
Окончание таблицы 5
|
1 |
2 |
|
- ЕА05 |
80000 |
|
- СЭТ-4ТМ.02 |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
УСПД: | |
|
СИКОН С70 | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
СИКОН С50 | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСВ: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Глубина хранения информации | |
|
Электросчетчики: | |
|
СЭТ-4ТМ.03М; ПСЧ-4ТМ.05М; ПСЧ-4ТМ.05МК; СЭТ-4ТМ.03; | |
|
СЭТ-4ТМ.02 | |
|
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
|
сутки, не менее |
113 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
СЕ 304 | |
|
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
|
сутки, не менее |
330 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
ЕА05 | |
|
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
|
сутки, не менее |
169 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
|
УСПД: | |
|
- График средних мощностей за интервал 30 мин, суток |
45 |
|
Сервер: | |
|
- хранение результатов измерений и информации состояний | |
|
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД, сервера 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 .
- журнал ИВК:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и ИВК;
- 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;
- сервера ;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера .
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках ( функция автоматизирована);
- УСПД ( функция автоматизирована);
- сервере ( 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).