Номер по Госреестру СИ: 87401-22
87401-22 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Башнефть-Добыча" 2 очередь
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башнефть-Добыча» 2 очередь (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Общие сведения
Дата публикации - 22.11.2022
Срок свидетельства -
Номер записи - 189434
ID в реестре СИ - 1403979
Тип производства - единичное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
нет модификации,
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
Новосибирск - третий по численности населения город в Российской Федерации, имеет статус городского округа. Торговый, деловой, культурный, промышленный, транспортный и научный центр федерального значения. Основан в 1893 году, статус города получил в 1903 году. Новосибирск выполняет функции административного центра Сибирского федерального округа, Новосибирской области и входящей в его состав Новосибирской области.
Население Новосибирска в 2012 году превысило 1 500 000 человек. Территория города занимает площадь 502,1 км² (50 210 га).
Новосибирск расположен в юго-восточной части Западно-Сибирской равнины на Обском плато, примыкающем к долине реки Обь, рядом с водохранилищем, образованным плотиной Новосибирской ГЭС, на пересечении лесной и лесостепной природных зон. Левобережная часть города имеет равнинный рельеф, правобережная характеризуется большим количеством балок, гребней и оврагов, так как здесь начинается переход к горному рельефу Салаирского кряжа. К городу примыкают Заельцовский и Кудряшовский сосновые боры, Новосибирское водохранилище.
Отчет "Анализ рынка поверки в Новосибирске" предоставляет исчерпывающую информацию по деятельности организаций, аккредитованных в Национальной системе аккредитации на право поверки средств измерений в городе Новосибирске.
При проведении исследований были введены следующие ограничения:
- в отчете присутствуют организации с первичными или периодическими поверками от 100 шт. с 2017 года и действующими аттестатами аккредитации на текущий год;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- место регистрации или осуществления деятельности организаций должно совпадать с выбранным городом;
- топ типов СИ ограничен 500 позициями по каждой организации (сортировка по убыванию количества поверок);
- топ типов СИ ограничен 100 позициями по каждой организации при поиске по видам измерений (сортировка по убыванию количества поверок).
Содержание отчета:
- Список организаций-поверителей, осуществляющих поверку в городе Москва по данным ФСА и ФГИС АРШИН.
- Объемы первичных и периодических поверок за период с 2017г. по н.в.
- Информация о местах осуществления деятельности организаций-поверителей.
- Доля рынка поверок в % среди всех организаций, исследуемого города (предоставление информации в графическом и табличном видах).
- Детальный анализ по каждой из организации, работающей в выбранном городе.
- Анализ деятельности в разрезе первичных, периодических поверок и видов измерений.
- Количество поверок по типам СИ в динамике по годам.
- Индикация импортных аналогов средств поверки (в соответствии с ПЕРЕЧЕНЕМ СИ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА, АНАЛОГИЧНЫХ СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ ИМПОРТНОГО ПРОИЗВОДСТВА от 09.2022г)
- Индикация типов СИ по ПП РФ №250 от 20.04.2010 г.
- Быстрый анализ контрагентов организаций-поверителей.
- Анализ цен на поверку СИ по Фед. округу.
Статистика
Кол-во поверок - 2
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
№2942 от 2022.11.22 ПРИКАЗ_Об утверждении типов средств измерений (17)
Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Башнефть-Добыча" 2 очередь (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 позволяет оценить частоту использования эталона в качестве средства поверки.
Анализируемый период: 01.01.2020 - н.в.
Анализ проводится по ГЭТ, аттестованным эталонам или СИ, применяемым в качестве эталонов.
При количестве поверок меньше 40 тыс., выводится список всех поверок.
Строятся графики поверок (всех и периодических) по месяцам.
Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Башнефть-Добыча" 2 очередь (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) | 2 | 2 | 0 | 0 | 2 | 2 | 0 |
Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Башнефть-Добыча" 2 очередь (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 эксплуатационной документации 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 ООО «Башнефть-Добыча» 2 очередь. МВИ 26.51/167/22, 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
Адрес: 450077, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Карла Маркса, д.30, к. 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: 450077, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Карла Маркса, д.30, к. 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»)
ИНН 6165123615
Адрес: 117449, г. Москва, ул. Карьер д. 2, стр.9, пом. 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
Адрес: 450077, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Карла Маркса, д.30, к. 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 устройства сбора передачи данных (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 Дюртюлинском (СБД1), Ишимбайском (СБД2), Серафимовском (СБД3), Уфимском (СБД4), Арланском (СБД5) цехах по эксплуатации электрооборудования, устройства синхронизации времени (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 СБД1, СБД2, СБД3, СБД4, СБД5 производят 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 кВъч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). В состав СОЕВ входят УСВ, часы СБД1, СБД2, СБД3, СБД4, СБД5, часы сервера ИВК, часы УСПД и часы счетчиков. УСВ обеспечивают коррекцию часов компонентов АИИС КУЭ по сигналам навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS.
Каждый СБД1, СБД2, СБД3, СБД4, СБД5 оснащен собственным устройством синхронизации времени. Периодичность сравнения показаний часов сервера баз данных и соответствующего УСВ составляет не реже 1 раза в сутки. Коррекция часов сервера осуществляется при расхождении показаний часов на величину, превышающую ±1 с.
Время сервера ИВК синхронизируется от СБД4. Сравнение показаний часов сервера ИВК и СБД4 производится каждый сеанс связи, но не реже 1 раза в сутки. Коррекция времени сервера ИВК осуществляется при расхождении на величину, превышающую ±1 с.
Время УСПД синхронизируется от соответствующего сервера баз данных. Сравнение показаний часов УСПД и сервера баз данных производится каждый сеанс связи, но не реже 1 раза в 30 минут. Коррекция времени УСПД осуществляется при расхождении на величину, превышающую ±2 с.
Для ИК, в состав которых входит УСПД, сравнение времени счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками, но не реже 1 раза в 30 минут. Коррекция времени счетчиков осуществляется при расхождении на величину, превышающую ±2 с.
Для ИК, в состав которых не входит УСПД, сравнение времени счетчиков и соответствующего сервера баз данных производится во время сеанса связи со счетчиками, но не реже 1 раза в 30 минут. Коррекция времени счетчиков осуществляется при расхождении на величину, превышающую ±2 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД, сервера ИВК, СБД1, СБД2, СБД3, СБД4, СБД5 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. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер 010 установлен в формуляре АИИС КУЭ.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество,шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВЭ-35 |
3 |
|
ТТИ |
3 | |
|
ТОП |
8 | |
|
ТОП-0,66 |
6 | |
|
ТОЛ-СВЭЛ |
2 | |
|
ТЛМ-10 |
13 | |
|
ТВК-10 |
2 | |
|
Т-0,66 |
3 | |
|
Т-0,66 УЗ |
3 | |
|
ТОЛ-10 |
2 | |
|
ТПЛ-10 |
2 | |
|
ТФЗМ-35А-У1 |
2 | |
|
ТВГ-УЭТМ® |
6 | |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
3 |
|
НАМИ-35 УХЛ1 |
1 | |
|
НАМИ |
1 | |
|
НОЛ |
2 | |
|
НАМИТ |
2 | |
|
ЗНОМ-35-65 |
6 | |
|
НАМИ-10 |
3 | |
|
НТМИ-10-66 |
1 | |
|
Преобразователи тока и напряжения комбинированные высоковольтные |
TECV |
6 |
|
У стройство измерительное многофункциональное |
ESM (мод. ESM-ЕТ75-24-А2Е2-05S) |
2 |
|
Счетчики электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
4 |
|
СЭТ-4ТМ.03М.09 |
1 | |
|
СЭТ-4ТМ.03МК.01 |
1 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05М |
3 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05М.04 |
5 | |
|
СЕ 304 S32 402-JAAQ2HY |
7 | |
|
СЕ 304 S32 632-JAAQ2HY |
2 | |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
5 |
|
Контроллер сетевой индустриальный (УСПД) |
СИКОН С70 |
6 |
|
Сервер баз данных Центра обработки данных филиала ПАО АНК «Башнефть» «Б ашнефть-У ф анефтехим» |
Сервер ИВК |
1 |
|
Сервера баз данных |
СБД1 |
1 |
|
СБД2 |
1 | |
|
СБД3 |
1 | |
|
СБД4 |
1 | |
|
СБД5 |
1 | |
|
Документация | ||
|
Формуляр |
ФО 26.51/167/22 |
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 |
ВЛ-35 кВ Семилетка Яркеево-1 оп.72 |
TECV 200А/2В КТ 0,2S Рег.№69430-17 |
TECV 35 000/V3/1 КТ 0,2 Рег.№69430-17 |
ESM-ET75-24-A2E2-05S КТ 0,5S/1,0 Рег.№66884-17 |
- |
УСВ-2, рег.№41681-10/ СБД1, Сервер ИВК |
|
2 |
ВЛ-35 кВ Телепаново - Буралы оп.45 |
TECV 200А/2В КТ 0,2S Рег.№69430-17 |
TECV 35 000/V3/1 КТ 0,2 Рег.№69430-17 |
ESM-ET75-24-A2E2-05S КТ 0,5S/1,0 Рег.№66884-17 |
- | |
|
3 |
ПС 35/10 кВ Кариновка, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 10, ВЛ-10 кВ Кн-2, оп.283 |
ТОЛ-10 100/5 КТ 0,5S Рег.№ 47959-16 |
НОЛ 10000/100 КТ 0,5 Рег.№ 66629-17 |
СЭТ-4ТМ.03МК.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 74671-19 |
- |
УСВ-2, рег.№41681-10/ СБД2, Сервер ИВК |
|
4 |
ПС 35/10 кВ Солонцы ввод 10 кВ 1Т |
ТОЛ-СВЭЛ 400/5 КТ 0,5S Рег.№ 70106-17 |
НАМИТ 10000/100 КТ 0,2 Рег.№70324-18 |
ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36355-07 |
- |
УСВ-2, рег.№41681-10/ СБД3, Сервер ИВК |
|
5 |
ПС 35/10 кВ Солонцы, ввод-0,4 кВ ТСН-1 |
ТТИ 150/5 КТ 0,5 Рег.№ 28139-07 |
- |
ПСЧ- 4ТМ.05М.04 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36355-07 | ||
|
6 |
ПС 110/35/6 кВ Леонидовка ввод 6 кВ Т-1 |
ТЛМ-10 800/5 КТ 0,5 Рег.№ 2473-69 |
НАМИТ-10 6000/100 КТ 0,5 Рег.№ 16687-07 |
СЕ 304 S32 402- JAAQ2HY КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 31424-07 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 | |
|
7 |
ПС 110/35/6 кВ Леонидовка ввод-0,4 кВ ТСН-1 |
ТОП 200/5 КТ 0,5 Рег.№ 47959-11 |
- |
СЕ 304 S32 632- JAAQ2HY КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 31424-07 | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
8 |
ПС 110/35/6 кВ Леонидовка ф.25-08 |
ТЛМ-10 150/5 КТ 0,5 Рег.№ 2473-69 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег.№ 2611-70 |
СЕ 304 S32 402- JAAQ2HY КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 31424-07 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 |
УСВ-2, рег.№41681-10/ СБД3, Сервер ИВК |
|
9 |
ПС 110/35/6 кВ Леонидовка ввод 6кВ Т-2 |
ТЛМ-10 1500/5 КТ 0,5 Рег.№ 2473-69 |
СЕ 304 S32 402- JAAQ2HY КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 31424-07 | |||
|
10 |
ПС 110/35/6 кВ Леонидовка ввод-0,4 кВ ТСН-2 |
ТОП 200/5 КТ 0,5 Рег.№ 47959-11 |
- |
СЕ 304 S32 632- JAAQ2HY КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 31424-07 | ||
|
11 |
ПС 35/6 кВ Уязы-Тамак ВЛ-35 кВ Леонидовка |
ТВЭ-35 200/5 КТ 0,5 Рег.№ 44359-10 |
НАМИ 35 000/100 КТ 0,5 Рег.№ 60002-15 |
СЕ 304 S32 402- JAAQ2HY КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 31424-07 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 | |
|
12 |
ПС 110/35/6 кВ Серафимовка ВЛ-35 кВ Леонидовка |
ТФЗМ-35А-У1 300/5 КТ 0,5 Рег.№ 3690-73 |
НАМИ-35 УХЛ1 35 000/100 КТ 0,5 Рег.№ 19813-09 |
СЕ 304 S32 402- JAAQ2HY КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 31424-07 |
СИКОН С70, рег.№ 2882205 | |
|
13 |
ПС 35/10 кВ Мокроусово ввод 10 кВ Т-1 |
ТЛМ-10 600/5 КТ 0,5S Рег.№ 2473-05 |
НАМИ-10 10 000/100 КТ 0,2 Рег.№ 11094-87 |
СЭТ- 4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 |
УСВ-2, рег.№41681-10/ СБД4, Сервер ИВК |
|
14 |
ПС 35/10 кВ Мокроусово ввод 10 кВ Т-2 |
ТВК-10 600/5 КТ 0,5 Рег.№ 8913-82 |
НАМИ-10 10 000/100 КТ 0,2 Рег.№ 11094-87 |
СЭТ- 4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 | ||
|
15 |
ПС 35/10 кВ Мокроусово ввод 0,4 кВ РУСН-0,4 кВ |
Т-0,66 100/5 КТ 0,5 Рег.№ 67982-17 |
- |
СЭТ- 4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 | ||
|
16 |
ПС 35/10 кВ Конезавод ввод 10 кВ Т-1 |
ТВК-10 300/5 КТ 0,5 Рег.№ 8913-82 |
НАМИ-10 10 000/100 КТ 0,2 Рег.№ 11094-87 |
CE 304 S32 402- JAAQ2HY КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 31424-07 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 | |
|
17 |
ПС 35/10 кВ Конезавод ввод 10 кВ Т-2 |
ТПЛ-10 300/5 КТ 0,5 Рег.№ 1276-59 |
НТМИ-10-66 10 000/100 КТ 0,5 Рег.№ 831-69 |
CE 304 S32 402- JAAQ2HY КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 31424-07 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
18 |
ПС 110/35/6 кВ Агидель ВЛ-35 кВ Кабаново 1ц |
ТВГ-УЭТМ® 300/5 КТ 0,5S рег.№52619-13 |
ЗНОМ-35-65 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег.№912-70 |
СЭТ- 4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№36697-08 |
СИКОН С70, рег.№ 28822-05 |
УСВ-2, рег.№41681-10/ СБД5, Сервер ИВК |
|
19 |
ПС 110/35/6 кВ Агидель ВЛ-35 кВ Кабаново 2ц |
ТВГ-УЭТМ® 300/5 КТ 0,5S рег.№52619-13 |
ЗНОМ-35-65 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег.№912-70 |
СЭТ- 4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№36697-08 | ||
|
20 |
ПС 35/6 кВ Кабаново ввод 6 кВ Т-1 |
ТЛМ-10 1500/5 КТ 0,5 Рег.№2473-69 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег.№2611-70 |
ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 Рег.№36355-07 |
- | |
|
21 |
ПС 35/6 кВ Кабаново ввод 6 кВ Т-2 |
ТЛМ-10 1500/5 КТ 0,5 Рег.№2473-69 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег.№2611-70 |
ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 Рег.№36355-07 | ||
|
22 |
ПС 35/6 кВ Кабаново ввод 0,4 кВ ТСН |
Т-0,66 У3 100/5 КТ 0,5 Рег.№9504-84 |
- |
ПСЧ- 4ТМ.05М.04 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36355-07 | ||
|
23 |
СУ скважины № 185 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону летний лагерь ИП ГКХФ Халиуллин Ф.Х. |
ТОП-0,66 100/5 КТ 0,5 Рег.№15174-06 |
- |
ПСЧ- 4ТМ.05М.04 КТ 0,5S/1,0 Рег.№36355-07 |
- |
УСВ-2, рег.№41681-10/ СБД1, Сервер ИВК |
|
24 |
ТП № 5063П 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т |
ТОП 100/5 КТ 0,5 Рег.№47959-11 |
- |
ПСЧ- 4ТМ.05М.04 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36355-07 |
- | |
|
25 |
АВР-0,4 кВ узел учета ООО МНКТ, КЛ-0,4 кВ в сторону ООО МНКТ |
ТОП-0,66 100/5 КТ 0,5 Рег.№15174-06 |
- |
ПСЧ- 4ТМ.05М.04 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 36355-07 |
- |
Примечания:
-
1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
-
2. Допускается замена УСВ, УСПД на аналогичные утвержденных типов.
-
3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
-
4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности ±6 (%) |
Границы погрешности в рабочих условиях, ±6 (%) |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1,2 |
Активная |
0,8 |
1,9 |
|
Реактивная |
1,3 |
3,5 | |
|
3,18,19 |
Активная |
1,3 |
3,2 |
|
Реактивная |
2,1 |
5,3 | |
|
4,13 |
Активная |
1,2 |
3,1 |
|
Реактивная |
1,9 |
5,2 | |
|
5,7,15,22,23,24,25 |
Активная |
1,1 |
3,0 |
|
Реактивная |
1,8 |
5,1 | |
|
6,8,9,11,12,17 |
Активная |
1,2 |
2,9 |
|
Реактивная |
1,9 |
4,6 | |
|
10 |
Активная |
1,8 |
2,8 |
|
Реактивная |
1,0 |
4,5 | |
|
14 |
Активная |
1,2 |
3,0 |
|
Реактивная |
1,8 |
5,2 | |
|
16 |
Активная |
1,0 |
2,8 |
|
Реактивная |
1,6 |
4,5 | |
|
20,21 |
Активная |
1,3 |
3,1 |
|
Реактивная |
2,1 |
5,2 | |
|
Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной |
5 | ||
|
шкалы координированного времени Российской Федерации UTC | |||
|
(SU), (±) |
с | ||
|
Примечания: | |||
| |||
|
соответствующие вероятности Р = 0,95 | |||
|
3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosф=0,8, токе ТТ, равном 100% от 1ном для нормальных условий ; при cosф=0,8, токе ТТ, равном 1(2) % от 1ном для | |||
|
ИК№№ 1-4,13,18,19 |
и при cosф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном для ИК№№5-12,14-17,20-25 | ||
|
для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в местах расположения счетчиков | |||
|
от 0 до +40 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
25 |
|
Нормальные условия параметры сети:
температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от 98 до 102 от 100 до 120 0,8 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 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, СБД1, СБД2, СБД3, СБД4, СБД5, °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.№ 36697-12): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
СЭТ-4ТМ.03М (рег.№ 36697-08): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
СЭТ-4ТМ.03МК (рег.№ 74671-19): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
ПСЧ-4ТМ.05М (рег.№ 36355-07) - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
СЕ 304 (рег.№ 31424-07): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
ESM (рег.№66884-17): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
170000 |
|
УСВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
Сервер ИВК, СБД1, СБД2, СБД3, СБД4, СБД5: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: СЭТ-4ТМ.03М (рег.№ 36697-12): - каждого массива профиля со временем интегрирования 30 минут, сут, не менее |
114 |
|
СЭТ-4ТМ.03М (рег.№ 36697-08): - каждого массива профиля со временем интегрирования 30 минут, сут, не менее |
113 |
|
СЭТ-4ТМ.03МК (рег.№ 74671-19): - каждого массива профиля со временем интегрирования 30 минут, сут, не менее |
114 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
ПСЧ-4ТМ.05М (рег.№ 36355-07):
СЕ 304 (рег.№ 31424-07):
ESM (рег.№66884-17):
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, сут, не менее Сервер ИВК, СБД1, СБД2, СБД3, СБД4, СБД5: - данные измерений и журналы событий, лет, не менее |
113 330 90 45 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.