![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК "Башнефть" III очередь](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК "Башнефть" III очередь")
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК "Башнефть" III очередь
- ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть", г.Уфа
-
Скачать
65743-16: Методика поверкиСкачать988.8 Кб
65743-16: Описание типа СИСкачать161.7 Кб
Назначение
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.
Описание
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/ОРБ-приемника 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 ППС «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 d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 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.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| о, ме о к | Наименование точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | |||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | |||
| 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/V3:100/V3 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/V3:100/V3 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/V3:100/V3 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/V3:100/V3 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 |
| 9 | ПС «Хмелевка» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1 | ТПЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5 | ЗНОЛ-06 6000/V3:100/V3 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/V3:100/V3 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/V3:100/V3 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/V3:100/V3 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 |
| 19 | ПС «БКНС-5» 35/6 кВ Ввод 6 кВ Т1 | АВК 10 600/5 Кл. т. 0,5 | VSK I 10b 6000/V3:100/V3 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/V3:100/V3 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/V3:100/V3 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 |
| 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/V3:100/V3 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/V3:100/V3 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/V3:100/V3 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/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 | СИКОН С50 | активная реактивная |
| 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 |
| 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 |
| 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/V3:100/V3 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/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 | ЕА05ЯЬ 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/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 | ЕА05ЯЬ 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/V3:100/V3 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/V3:100/V3 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/V3:100/V3 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/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 | ЕА05ЯЬ 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/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 | ЕА05ЯЬ 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 |
| 68 | ПС «Кошильская» 110/35/6 кВ Ввод 0,4 кВ ТСН-2 | ТШП-0,66 300/5 Кл. т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 | СИКОН С70 | активная реактивная |
| 69 | ПС «ДНС-2» Магма 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ, яч. № 18 | АВК 10 150/5 Кл. т. 0,5 | UMZ 6000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | - | активная реактивная |
| Метрологические характеристики ИК | |||||||
| Границы интервала | Границы интервала | ||||||
| относительной | относительной | ||||||
| основной | погрешности измерений в | ||||||
| погрешности | рабочих условиях | ||||||
| Номер ИК | Диапазон тока | измерений, соответствующие | эксплуатации, соответствующие | ||||
| Р и т с о н т я о р е в | =0,95 | вероятности Р=0,95 (±5), | |||||
| (±5), % | % | ||||||
| cos ф | cos ф | cos ф | cos ф | cos ф | cos ф | ||
| = 1 | = 0,8 | = 0,5 | = 1 | = 0,8 | = 0,5 | ||
| 1-6; 9; 10; 13; 14; 17; 19; 21-27; 30; 31; 34; 37; 39; 40; 43; 64 | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,7 | 2,2 | 2,9 | |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,8 | 2,4 | 3,5 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 0,05!н1<!1<0,2!н1 | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 2,3 | 3,4 | 5,7 |
| 7; 8; 11; 12; 15; 16; 18; | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,6 | 2,1 | 2,6 | |
| 20; 28; 32; 33; 38; 41; 42; 44; 51; 54; 55 | 0,2Iн1<I1<Iн1 | 1,0 | 1,5 | 2,7 | 1,7 | 2,3 | 3,2 |
| (ТТ 0,5; Сч 0,5S) | 0,05Iн1<I1<0,2Iн1 | 1,7 | 2,8 | 5,3 | 2,2 | 3,3 | 5,6 |
| 29; 67; 68 | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,6 | 2,1 | 2,6 | |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,6 | 2,1 | 2,6 | |
| (ТТ 0,5S; Сч 0,5S) | 0,05Iн1<I1<0,2Iн1 | 1,0 | 1,5 | 2,7 | 1,7 | 2,3 | 3,2 |
| 0,01Iн1<I1<0,2Iн1 | 2,0 | 2,9 | 5,4 | 2,6 | 3,4 | 5,6 | |
| 35; 36; 45 | Iн1<I1<1,2Iн1 | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,1 | 1,5 | 2,3 |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 1,1 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,8 | 3,0 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,1Iн1<I1<0,2Iн1 | 1,8 | 2,8 | 5,4 | 1,9 | 2,9 | 5,5 |
| 0,05Iн1<I1<0,1Iн1 | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 1,9 | 3,0 | 5,5 | |
| 46-49 | Iн1<I1<1,2Iн1 | 0,7 | 1,1 | 1,9 | 0,9 | 1,3 | 2,1 |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 0,9 | 1,5 | 2,7 | 1,1 | 1,7 | 2,8 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,1Iн1<I1<0,2Iн1 | 1,7 | 2,8 | 5,3 | 1,8 | 2,9 | 5,3 |
| 0,05Iн1<I1<0,1Iн1 | 1,7 | 2,8 | 5,3 | 1,8 | 2,9 | 5,4 | |
| 50 | Iн1<I1<1,2Iн1 | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,6 | 2,1 | 2,6 |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 1,0 | 1,5 | 2,7 | 1,7 | 2,3 | 3,2 | |
| (ТТ 0,5; Сч 0,5S) | 0,1Iн1<I1<0,2Iн1 | 1,7 | 2,8 | 5,3 | 2,2 | 3,3 | 5,6 |
| 0,05Iн1<I1<0,1Iн1 | 1,7 | 2,9 | 5,4 | 2,2 | 3,4 | 5,6 | |
| 52; 53; 56-59; 62; 69 | Iн1<I1<1,2Iн1 | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,1 | 1,5 | 2,3 |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 1,1 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,8 | 3,0 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,05Iн1<I1<0,2Iн1 | 1,8 | 2,8 | 5,4 | 1,9 | 2,9 | 5,5 |
| 60; 63; 66 | Iн1<I1<1,2Iн1 | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,7 | 2,2 | 2,9 |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,8 | 2,4 | 3,5 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 0,1Iн1<I1<0,2Iн1 | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 2,3 | 3,4 | 5,7 |
| 0,05Iн1<I1<0,1Iн1 | 1,8 | 3,0 | 5,5 | 2,3 | 3,5 | 5,8 | |
| 61; 65 | Iн1<I1<1,2Iн1 | 0,9 | 1,1 | 1,5 | 1,6 | 2,0 | 2,3 |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 0,9 | 1,1 | 1,5 | 1,6 | 2,0 | 2,3 | |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 0,1Iн1<I1<0,2Iн1 | 0,9 | 1,1 | 1,7 | 1,6 | 2,1 | 2,4 |
| 0,05Iн1<I1<0,1Iн1 | 0,9 | 1,4 | 1,9 | 1,6 | 2,3 | 2,6 | |
| 0,01Iн1<I1<0,05Iн1 | 1,5 | 1,7 | 2,5 | 2,3 | 2,5 | 3,0 | |
| Метрологические характеристики ИК | |||||
| Границы интервала относительной | Границы интервала относительной | ||||
| Номер ИК | Диапазон тока | основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % | измерений в рабочих условиях эксплуатации, | ||
| соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % | |||||
| 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 | 2,1 | 1,5 | 4,0 | 3,8 | |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 2,6 | 1,8 | 4,3 | 3,9 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,05!н1<!1<0,2!н1 | 4,4 | 2,7 | 5,6 | 4,4 |
| 7; 8; 11; 12; 15; 16; 18; | 1,8 | 1,3 | 3,9 | 3,7 | |
| 20; 28; 32; 33; 38; 41; 42; 44; 51; 54; 55 | 0,2Iн1<I1<Iн1 | 2,4 | 1,6 | 4,2 | 3,8 |
| (ТТ 0,5; Сч 1,0) | 0,05Iн1<I1<0,2Iн1 | 4,3 | 2,6 | 5,5 | 4,3 |
| 29; 67; 68 | 1,8 | 1,3 | 3,9 | 3,7 | |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 1,8 | 1,3 | 3,9 | 3,7 | |
| (ТТ 0,5S; Сч 1,0) | 0,05Iн1<I1<0,2Iн1 | 2,4 | 1,6 | 4,2 | 3,8 |
| 0,02Iн1<I1<0,2Iн1 | 4,5 | 2,9 | 5,7 | 4,5 | |
| 35; 36; 45 | 1,9 | 1,2 | 2,6 | 2,1 | |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 2,4 | 1,5 | 3,0 | 2,3 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,1Iн1<I1<0,2Iн1 | 4,3 | 2,5 | 4,7 | 3,1 |
| 0,05Iн1<I1<0,1Iн1 | 4,4 | 2,7 | 4,8 | 3,2 | |
| 46-49 | 1,6 | 1,1 | 2,4 | 2,1 | |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 2,3 | 1,4 | 2,9 | 2,2 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,1Iн1<I1<0,2Iн1 | 4,3 | 2,5 | 4,6 | 3,0 |
| 0,05Iн1<I1<0,1Iн1 | 4,3 | 2,6 | 4,7 | 3,1 | |
| 50 | Iн1<I1<1,2Iн1 | 1,8 | 1,3 | 3,9 | 3,7 |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 2,4 | 1,6 | 4,2 | 3,8 | |
| (ТТ 0,5; Сч 1,0) | 0,1Iн1<I1<0,2Iн1 | 4,3 | 2,6 | 5,5 | 4,3 |
| 0,05Iн1<I1<0,1Iн1 | 4,5 | 2,9 | 5,7 | 4,5 | |
| 52; 53; 56-59; 62; 69 | 1,8 | 1,2 | 2,0 | 1,5 | |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 2,4 | 1,5 | 2,6 | 1,7 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,05Iн1<I1<0,2Iн1 | 4,4 | 2,6 | 4,6 | 2,8 |
| 60; 66 | Iн1<I1<1,2Iн1 | 2,1 | 1,5 | 4,0 | 3,8 |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 2,6 | 1,8 | 4,3 | 3,9 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,1Iн1<I1<0,2Iн1 | 4,4 | 2,7 | 5,6 | 4,4 |
| 0,05Iн1<I1<0,1Iн1 | 4,6 | 3,0 | 5,8 | 4,5 | |
| 1,6 | 1,3 | 3,8 | 3,7 | ||
| 61; 65 | 0,2Iн1<I1<Iн1 | 1,6 | 1,3 | 3,8 | 3,7 |
| 0,1Iн1<I1<0,2Iн1 | 1,7 | 1,4 | 3,8 | 3,7 | |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,05Iн1<I1<0,1Iн1 | 2,1 | 1,9 | 4,0 | 3,9 |
| 0,02Iн1<I1<0,05Iн1 | 2,5 | 2,1 | 4,2 | 4,0 | |
| 63 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 1,8 | 1,2 | 2,0 | 1,5 | |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 2,4 | 1,5 | 2,6 | 1,7 | |
| 0,1Iн1<I1<0,2Iн1 | 4,4 | 2,5 | 4,5 | 2,7 | |
| 0,05Iн1<I1<0,1Iн1 | 4,4 | 2,6 | 4,6 | 2,8 | |
| 64 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 2,1 | 1,5 | 2,7 | 2,3 | |
| 0,2Iн1<I1<Iн1 | 2,6 | 1,8 | 3,2 | 2,5 | |
| 0,05Iн1<I1<0,2Iн1 | 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 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до101 |
| - ток, % от ^ | 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 ^ | 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: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| - СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) | 140000 |
| - СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) | 165000 |
| - ПСЧ-4ТМ.05М | 140000 |
| - ПСЧ-4ТМ.05МК | 165000 |
| - СЕ 304 | 120000 |
| - СЭТ-4ТМ.03 | 90000 |
| - 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).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК «Башнефть» III очередь типографским способом.
Комплектность
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. |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
Поверка
осуществляется 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.
Сведения о 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 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.