Приложение к свидетельству № 70709
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 13
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)филиалаПАОАНК«Башнефть»
«Башнефть-УНПЗ»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-УНПЗ» (далее по
тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии,
потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами
филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-УНПЗ», сбора, хранения и обработки полученной
информации. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для
коммерческихрасчетовиоперативногоуправлениявыработкойипотреблением
электроэнергии.
Описание средства измерений
АИИС КУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
Первый уровень – измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя
измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ),
многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики),
установленных на присоединениях, указанные в таблице 2, вторичные измерительные цепи и
технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
который включает в себя устройство сбора и обработки данных (УСПД), технические средства
приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия
между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных
средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, обработку и хранение ее, передачу
на верхний уровень.
Третий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в
себя серверы сбора, обработки и хранения баз данных (основной и резервный), расположенные в
центре обработки данных (ЦОД) филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфанефтехим»
(далее по тексту – серверы АИИС КУЭ), автоматизированные рабочие места операторов ЦОД и
филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-УНПЗ», технические средства приема-передачи
данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями
системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств,
выполняющих сбор информации с нижних уровней, обработку и хранение еe, передачу отчетных
документов коммерческому оператору оптового рынка электроэнергии и мощности (КО) и
смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются 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 код. По мгновенным значениям силы
электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные
значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. На
выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих физических
величин:
Лист № 2
Всего листов 13
активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на
интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;
средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.
На выходе счетчиков ИК №№ 1, 2, 4-7, 9-22 измерительная информация присутствует с
учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, на выходе счетчиков ИК №№ 3, 8, 23-26 – без
учета коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
УСПД автоматически c заданной периодичностью или по запросу по линиям связи
интерфейса RS-485 опрашивает счетчики ИК №№ 23-26 и считывает 30-минутные данные
коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета,
осуществляетобработкуизмерительнойинформации(умножениенакоэффициенты
трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины),
помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) программный
комплекс (ПК) «Энергосфера» автоматически с заданной периодичностью или по запросу
выполняет считывание из УСПД данных коммерческого учета электроэнергии и записей
журнала событий счетчиков ИК №№ 23-26, опрашивает счетчики ИК №№ 1-22 и считывает
30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого
каналаучета,осуществляетобработкуизмерительнойинформации(умножениена
коэффициенты трансформации ТТ и ТН (только для счетчиков ИК №№ 3, 8), перевод
измеренных значений в именованные физические величины), помещение измерительной и
служебной информации в базу данных и хранение ее.
Считывание сервером АИИС КУЭ данных из УСПД осуществляется посредством
сотовой сети связи стандарта GSM 900/1800 и глобальной сети Internet; из счетчиков – при
помощи проводных линий интерфейса RS-485 и Ethernet или пакетной передачи данных GPRS
и оптических линий связи локальной вычислительной ПАО АНК «Башнефть». При выходе из
строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном
режиме с использованием ноутбука через встроенный оптический порт.
Сервер АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от
АИИС КУЭ утвержденного типа третьего лица – АИИС КУЭ ООО «БГК», регистрационный
номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 65847-16
(далее – Рег.№). Измерительная информация поступает в формате XML-макетов в соответствии
Приложением № 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и
ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Сервер АИИС КУЭ объединяет измерительную информацию от ИК, перечисленных в
таблице 2, и полученную от АИИС КУЭ ООО «БГК», выполняет хранение поступившей
информации, производит формированиеи оформление справочных и отчетных документов (отчетыв
формате XML), передачу КО, смежным субъектам ОРЭМ и в региональные подразделения
АО «СО ЕЭС» по электронной почте подписанных, при необходимости, электронной подписью
XML-макетов. Результатыизмерений электроэнергии передаются вцелых числах.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные
коммерческого учета, а также журналы событий соотнесены с московским временем. Единое
время в АИИС КУЭ поддерживается системой обеспечения единого времени (СОЕВ), в
которую входят NTP-сервер времени «Метроном-200» (далее – NTP-сервер), часы сервера
АИИС КУЭ, УСПД, счетчиков. Шкала московского времени в СОЕВ формируется
NTP-сервером, укомплектованным антенной, принимающей информацию от спутниковых
систем GPS и ГЛОНАСС о календарной дате и времени на основе шкал UTC и UTC (SU)
соответственно, при этом время шкалы UTC приводится NTP-сервером к московскому времени.
Сличение часов сервера АИИС КУЭ с часами NTP-сервера осуществляется каждые
10 мин, корректировка часов сервера происходит независимо от величины расхождения с
часами NTP-сервера. Сличение показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ происходит при
каждом обращении к УСПД, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов
УСПД и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с. Сличение показаний часов счетчиков
Лист № 3
Всего листов 13
ИК №№ 23-26 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, синхронизация
осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на
величину более чем ±2 с.
Сличение показаний часов счетчиков ИК №№ 1-22 и сервера АИИС КУЭ происходит
при каждом обращении к счетчику, синхронизация осуществляется один раз в сутки при
расхождении показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», установленное на серверах
АИИС КУЭ. Уровень защиты ПО ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных
изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений
параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с
помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии Р 50.2.077-
2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ПК «Энергосфера»
представлены в таблице 1
Таблица 1 – Идентификационные данные метрологически значимой trial ПО АИИС КУЭ
Идентификационные данные (признаки)Значение
Наименование ПОПК «Энергосфера»
Идентификационное наименование ПО pso_metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПОcbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора программного обеспечения
MD5
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики
приведены в таблицах 2, 3, 4, 5
1
ТПШЛ-10
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 3000/5
Рег. № 1423-60
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 2611-70
EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08
2
ТПШЛ-10
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 3000/5
Рег. № 1423-60
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 2611-70
EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08
3
1ГПП 110
кВ, ввод 0,4
кВТСН-1
ТТН-Ш
Кл. т. 0,5S
К
ТТ
= 200/5
Рег. № 41260-09
–
–
Серверы АИИС КУЭ (осн. и рез.)
Таблица 2 – Состав ИК
Номери
наименование
ИК
ТТ
№Наимено-
ИКваниеИК
ТНСчетчикИВКЭ ИВК
1234567
1ГПП 110 кВ,
ЗРУ-6 кВ, 1
секция, яч.17,
Ввод 6 кВТ-1
1ГПП 110 кВ,
ЗРУ-6 кВ, 3
секция, яч.14,
Ввод 6 кВТ-1
СЭТ-4ТМ.03М.09
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-08
Лист № 4
Всего листов 13
4
ТПЛМ-10
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 300/5
Рег. № 2363-68
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 2611-70
EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08
5
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 2611-70
EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08
6
ТЛШ10
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 3000/5
Рег. № 11077-89
НАМИ-10
Кл. т. 0,2
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 11094-87
EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08
7
ТЛШ10
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 3000/5
Рег. № 11077-89
НАМИ-10
Кл. т. 0,2
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 11094-87
EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08
8
2ГПП 110
кВ, ввод 0,4
кВТСН-2
–
9
ГПП-2Х 110 кВ,
ЗРУ-110 кВ, ввод
110 кВТ-1
ТФЗМ 110Б
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 300/5
Рег. № 24811-03
EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08
10
ГПП-2Х 110 кВ,
ЗРУ-110 кВ, ввод
110 кВТ-2
ТФЗМ 110Б
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 300/5
Рег. № trial-03
EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08
–
Серверы АИИС КУЭ (осн. и рез.)
Продолжение таблицы 2
1234567
1ГПП 110 кВ,
ЗРУ-6 кВ, яч.22,
КЛ-6 кВф.
Будяков-1
1ГПП 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.47,
КЛ-6 кВф. Будяков-2
Ф. А
ТПЛ-10У3
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 300/5
Рег. № 1276-59
Ф. С
ТПЛМ-10
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 300/5
Рег. № 2363-68
2ГПП 110 кВ,
ЗРУ-6 кВ, 2
секция, яч.33,
Ввод 6 кВТ-2
2ГПП 110 кВ,
ЗРУ-6 кВ, 4
секция, яч.46,
Ввод 6 кВТ-2
Т-0,66
(мод. Т-066 М У3)
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 100/5
Рег. № 36382-07
СЭТ-4ТМ.03М.09
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-08
НКФ-110-57 У1
Кл. т. 0,5
К
ТН
= (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 14205-94
НКФ-110-57 У1
Кл. т. 0,5
К
ТН
= (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 14205-94
Лист № 5
Всего листов 13
11
ТПЛ-10
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 200/5
Рег. № 1276-59
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 2611-70
EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08
12
ГПП-2Х 110 кВ, ЗРУ-6 кВ,
яч.47, КЛ-6 кВф. ТП-52х-2
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 2611-70
EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08
13
ТПЛ-10У3
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 200/5
Рег. № 1276-59
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 2611-70
EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08
14
ТПЛ-10
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 200/5
Рег. № 1276-59
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 2611-70
EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08
15
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 600/5
Рег. № 1261-59
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 2611-70
EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08
16
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 600/5
Рег. № 1261-59
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 2611-70
EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08
17
ТПК-10
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 150/5
Рег. № 22944-02
НТМИ-6
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 831-53
EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08
–
Серверы АИИС КУЭ (осн. и рез.)
Продолжение таблицы 2
1234567
ГПП-2Х 110
кВ, ЗРУ-6 кВ,
яч.22, КЛ-6 кВ
ф. ТП-52х-1
Ф. А
ТПЛ-10У3
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 150/5
Рег. № 1276-59
Ф. С
ТПЛМ-10
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 150/5
Рег. № 2363-68
ГПП-2Х 110
кВ, ЗРУ-6 кВ,
яч.7, КЛ-6 кВ
ф. ТП-55х-1
ГПП-2Х 110
кВ, ЗРУ-6 кВ,
яч.45, КЛ-6 кВ
ф. ТП-55х-2
ГПП-2Х 110
кВ, ЗРУ-6 кВ,
яч.10, КЛ-6 кВ
ф. ТП-16х-1
ГПП-2Х 110
кВ, ЗРУ-6 кВ,
яч.46, КЛ-6 кВ
ф. ТП-16х-2
ГПП-1х 6 кВ, ЗРУ-
6 кВ, 2 секция,
яч.37, КЛ-6 кВ ф.
ТП-9х-1
Лист № 6
Всего листов 13
18
ТПК-10
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 150/5
Рег. № 22944-02
НТМИ-6
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 831-53
EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08
19
ТПЛ-10У3
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 150/5
Рег. № 1276-59
НТМИ-6
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 831-53
EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08
20
ТПЛ-10У3
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 150/5
Рег. № 1276-59
НТМИ-6
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 831-53
EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08
21
ТПЛ-10У3
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 100/5
Рег. № 1276-59
НОМ-6
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 159-49
EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08
22
ТПФ
Кл. т. 0,5
К
ТТ
= 100/5
Рег. № 517-50
НОМ-6
Кл. т. 0,5
К
ТН
= 6000/100
Рег. № 159-49
EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08
–
23
ПС 220 кВ НПЗ, ОРУ-110
кВ, ВЛ-110 кВ НПЗ - УНПЗ
«желтая»
ТВГ-110
Кл. т. 0,2S
К
ТТ
= 1000/5
Рег. № 22440-02
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
СИКОН С70
Рег. № 28822-05
Серверы АИИС КУЭ (осн. и рез.)
Продолжение таблицы 2
1234567
ГПП-1х 6 кВ, ЗРУ-
6 кВ, 4 секция,
яч.28, КЛ-6 кВ ф.
ТП-9х-2
ГПП-1х 6 кВ, ЗРУ-
6 кВ, 2 секция,
яч.41, КЛ-6 кВ ф.
ТП-53х-1
ГПП-1х 6 кВ, ЗРУ-
6 кВ, 4 секция,
яч.32, КЛ-6 кВ ф.
ТП-53х-2
ТП-12 6 кВ, РУ-
6 кВ, 1 секция,
яч.5, КЛ-6 кВ ф.
45-1
ТП-12 6 кВ, РУ-6
кВ, 2 секция,
яч.4, КЛ-6 кВ ф.
45-2
Осн.:
VCU (мод. VCU-123)
Кл. т. 0,2
К
ТН
= (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 53610-13
Рез.:
НДКМ (мод. НКДМ-110)
Кл. т. 0,2
К
ТН
= (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 60542-15
Лист № 7
Всего листов 13
26
СИКОН С70
Рег. № 28822-05
Серверы АИИС КУЭ (осн. и рез.)
ПС 220 кВ НПЗ, ОРУ-110
кВ, ОВ 2-4
(мод.
Кл. т. 0,2S
Т
Т
К= 1000/5
Продолжение таблицы 2
123 4567
Осн.:
VCU (мод. VCU-123)
Кл. т. 0,2
Кл. т. 0,2
СЭТ-4ТМ.03
ТВГ-УЭТМ®
К
ТН
= (110000/√3)/(100/√3)
24
ТВГ-УЭТМ®-110)
Рег. № 53610-13
Кл. т. 0,2S/0,5
Рез.: Рег. № 27524-04
Рег. № 52619-13
НДКМ (мод. НКДМ-110)
ПС 220 кВ НПЗ, ОРУ-110
кВ, ВЛ-110 кВ НПЗ - 2 ГПП
УНПЗ
ТВГ-110
Кл. т. 0,2S
К= 1000/5
Рег. № 22440-07
ПС 220 кВ НПЗ, ОРУ-110
кВ, ОВ 1-3
(мод.
Т
Т
К= 1000/5
К
ТН
= (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 60542-15
Осн.:
VCU (мод. VCU-123)
Кл. т. 0,2
К
ТН
= (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 53610-13СЭТ-4ТМ.03
25Кл. т. 0,2S/0,5
ТТ
Рез.: Рег. № 27524-04
VCU (мод. VCU-123)
Кл. т. 0,2
К
ТН
= (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 53610-13
Осн.:
VCU (мод. VCU-123)
Кл. т. 0,2
Кл. т. 0,2
Кл. т. 0,2S/0,5
ТВГ-УЭТМ®
К
ТН
= (110000/√3)/(100/√3)
ТВГ-УЭТМ®-110)
Рег. № 53610-13СЭТ-4ТМ.03М
К
л
. т. 0,2S
Рез.: Рег. № 36697-12
Рег. № 52619-13
VCU (мод. VCU-123)
К
ТН
= (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 53610-13
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 владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4
метрологических характеристик ИК АИИС КУЭ.
2. Допускается изменение наименований ИК без изменения технологического объекта, на
котором проводятся измерения, а также уменьшение числа ИК.
3. Изменения по п.п. 1 и 2 примечаний оформляются техническим актом (ТА) в произвольной
форме, утвержденным руководителем предприятия-владельца АИИС КУЭ и составленным с
участиемметрологическойслужбыпредприятия-владельцаАИИСКУЭ,внесением
изменений в эксплуатационную документацию на АИИС КУЭ.
4. ТА хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ. Срок действия
ТА не может превышать срока действия свидетельства о поверке на АИИС КУЭ.
Лист № 8
Всего листов 13
Коэф.
мощнос-
ти
cos
j
1, 2, 4, 5,
9-22
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении активной
электроэнергии и мощности
Границы допускаемых относительных погрешностей ИК при
измерении активной электроэнергии и мощности (
d
)
,
%
Номер ИК
d
1(2)%
,
d
5%
,
d
20%
,
d
100%
,
I
1(2)%
≤I
изм
<I
5%
I
5%
≤I
изм
<I
20%
I
20%
≤I
изм
<I
100%
I
100%
≤I
изм
≤I
120%
d
оР
d
Р
d
оР
d
Р
d
оР
d
Р
d
оР
d
Р
1,0±1,0 ±1,2 ±0,6 ±0,8 ±0,5 ±0,8 ±0,5 ±0,8
0,9±1,0 ±1,2 ±0,7 ±0,9 ±0,5 ±0,8 ±0,5 ±0,8
23-260,8±1,2±1,3±0,8±1,0±0,6±0,9±0,6±0,9
0,7±1,3±1,5±0,9±1,1±0,7±0,9±0,7±0,9
0,5±1,8±2,0±1,3±1,4±0,9±1,2±0,9±1,2
1,0 не норм. не норм.±1,7±1,8±0,9±1,1±0,7±0,9
0,9 не норм. не норм.±2,2±2,3±1,2±1,3±0,9±1,0
6, 70,8не норм.не норм.±2,8±2,8±1,5±1,6±1,0±1,2
0,7не норм.не норм.±3,4±3,5±1,8±1,9±1,3±1,4
0,5не норм.не норм.±5,3±5,4±2,7±2,8±1,9±2,0
1,0не норм.не норм.±1,8±1,9±1,1±1,2±0,9±1,0
0,9не норм.не норм.±2,3±2,4±1,3±1,4±1,0±1,2
0,8не норм.не норм.±2,8±2,9±1,6±1,7±1,2±1,4
0,7не норм.не норм.±3,5±3,6±1,9±2,0±1,5±1,6
0,5не норм.не норм.±5,4±5,5±2,9±3,0±2,2±2,3
1,0 ±2,0 ±2,3±1,0±1,6±0,8±1,5±0,8±1,5
0,9 ±2,2 ±2,5±1,3±1,8±0,9±1,6±0,9±1,6
30,8±2,6±2,9±1,6±2,0±1,1±1,7±1,1±1,7
0,7±3,1±3,4±1,9±2,3±1,3±1,9±1,3±1,9
0,5±4,7±4,9±2,8±3,2±1,9±2,4±1,9±2,4
1,0 не норм. не норм.±1,7±2,1±1,0±1,6±0,8±1,5
0,9 не норм. не норм.±2,3±2,6±1,2±1,8±0,9±1,6
80,8не норм.не норм.±2,8±3,1±1,5±2,0±1,1±1,7
0,7не норм.не норм.±3,5±3,7±1,8±2,2±1,3±1,9
0,5не норм.не норм.±5,4±5,5±2,7±3,1±1,9±2,4
Примечание:
d
оР
– границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении активной
электроэнергии и мощности;
d
Р
– границы допускаемой относительной погрешности при измерении активной
электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
Лист № 9
Всего листов 13
Коэф.
мощнос-
ти
cos
j
23-25
26
6, 7
3
8
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной
электроэнергии и мощности
Границы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении
реактивной электроэнергии и мощности (
d
)
,
%
Номер ИК
d
2%
,
d
5%
,
d
20%
,
d
100%
,
I
2%
≤I
из
м
<I
5%
I
5%
≤I
из
м
<I
20%
I
20%
≤I
из
м
<I
100%
I
100%
≤I
изм
≤I
120%
d
оQ
d
Q
d
оQ
d
Q
d
оQ
d
Q
d
оQ
d
Q
123 4 5 6 7 8 910
0,9±2,7±3,6±1,6±2,1±1,2±1,5±1,2±1,4
0,8±2,0±2,8±1,3±1,7±0,9±1,2±0,9±1,2
0,7±1,7±2,4±1,1±1,6±0,8±1,1±0,8±1,1
0,5±1,5±2,1±1,0±1,4±0,7±1,1±0,7±1,0
0,9±2,3±2,6±1,5±1,9±1,2±1,7±1,2±1,7
0,8±1,8±2,2±1,2±1,8±0,9±1,6±0,9±1,6
0,7±1,6±2,1±1,2±1,8±0,9±1,6±0,9±1,6
0,5±1,5±2,1±1,3±1,9±0,8±1,7±0,8±1,7
0,9 не норм. не норм.±6,4±7,0±3,4±4,4±2,5±3,4
0,8 не норм. не норм.±4,5±5,2±2,4±3,6±1,9±3,3
0,7 не норм. не норм.±3,6±4,5±2,0±3,3±1,6±3,1
0,5 не норм. не норм.±2,7±3,7±1,7±3,0±1,4±2,9
0,9 не норм. не норм.±6,5±7,1±3,6±4,6±2,8±3,9
1, 2, 4, 5, 0,8 не норм. не норм. ±4,6 ±5,3 ±2,6 ±3,7 ±2,1 ±3,4
9-22 0,7 не норм. не норм. ±3,7 ±4,5 ±2,2 ±3,4 ±1,8 ±3,2
0,5 не норм. не норм. ±2,8 ±3,8 ±1,8 ±3,1 ±1,5 ±3,0
0,9не норм.не норм.±3,5±4,5±2,4±3,7±2,4±3,7
0,8не норм.не норм.±2,6±3,7±1,8±3,2±1,8±3,2
0,7не норм.не норм.±2,2±3,4±1,6±3,1±1,6±3,1
0,5не норм.не норм.±1,7±3,1±1,4±2,9±1,4±2,9
0,9не норм.не норм.±6,4±7,0±3,3±4,3±2,4±3,7
0,8не норм.не норм.±4,4±5,2±2,4±3,6±1,8±3,2
0,7не норм.не норм.±3,6±4,4±2,0±3,3±1,6±3,1
0,5не норм.не норм.±2,7±3,7±1,6±3,0±1,4±2,9
Примечание:
d
оQ
– границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной
электроэнергии и мощности;
d
Q
– границы допускаемой относительной погрешности при измерении реактивной
электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
Примечание к таблицам 3, 4:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для интервала интегрирования
30 мин.
2. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой
относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
Лист № 10
Всего листов 13
от 98 до 102
от 100 до 120
от 0,8 до 1
50
от 90 до 110
от 1 до 120
от 5 до 120
от 0,5 до 1
от 49,8 до 50,2
165000
140000
90000
92000
70000
3
113
365
45
3
40
20
3
Значение
26
1
от +20 до +25
от +20 до +25
от -40 до +70
от +8 до +38
от +10 до +35
0,99
165974
1
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество ИК
Периодичность сбора результатов измерений и журналов событий
(функция автоматизирована), сут, не реже
Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ:
– напряжение, % от U
ном
– сила тока, % от I
ном
– коэффициент мощности cos φ
– частота, Гц
– температура окружающей среды, °С:
– для счетчиков
– для других компонентов
Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:
напряжение, % от U
ном
сила тока, % от I
ном
:
– для ИК №№ 3, 23-26
– для ИК №№ 1, 2, 4-22
коэффициент мощности cos φ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С:
– для ТТ и ТН
– для счетчиков
– для УСПД и серверов
Надежность применяемых в системе компонентов:
счетчики:
– среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
счетчики СЭТ-4ТМ.03М
счетчики СЭТ-4ТМ.03М.09
счетчики СЭТ-4ТМ.03
счетчики EM 720
УСПД (контроллер сетевой универсальный) СИКОН С70
– время восстановления работоспособности, сут, не более
серверы:
– коэффициент готовности, не менее
– среднее время наработки на отказ, ч, не менее
– время восстановления работоспособности, ч, не более
Глубина хранения информации:
счетчики:
– тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не
менее:
счетчики СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.09
счетчики EM 720
УСПД (контроллер сетевой универсальный) СИКОН С70
– при отключении питания, лет, не менее
счетчики СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М.09
счетчики СЭТ-4ТМ.03М
счетчики EM 720
УСПД (контроллер сетевой универсальный) СИКОН С70
сервер:
– хранение результатов измерений и информации состояний средств
измерений, лет, не менее
3,5
Лист № 11
Всего листов 13
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ не превышает, с
±
5
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного
доступа обеспечена следующими мерами:
– клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для
пломбирования;
– панелиподключениякэлектрическиминтерфейсамсчетчиковзащищены
механическими пломбами;
– наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых
паролей на счетчиках, серверах, АРМ;
– организация доступа к информации ИВК и ИВКЭ посредством паролей обеспечивает
идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
– защита результатов измерений при передаче.
В журнале событий счетчика фиксируются следующие события:
– факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и
конфигурации;
– факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции
или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
– формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам
автоматической самодиагностики;
– отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и
восстановления напряжения;
– перерывы питания электропитания счетчика с фиксацией времени пропадания и
восстановления.
В журнале событий ИВКЭ и ИВК фиксируются следующие события:
– изменение значений результатов измерений;
– изменение коэффициентов ТТ и ТН;
– факты и величина коррекции времени;
– пропадание питания;
– замена счетчика;
– полученные из счетчиков журналы событий.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ способом
цифровой печати.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 – Комплектность средства измерений
НаименованиеОбозначение
1 2
Трансформатор токаТ-0,66 (мод. Т-0,66 М У3)
Трансформатор тока ТВГ-110
Трансформатор тока ТВГ-УЭТМ® (мод. ТВГ-УЭТМ®-110)
Трансформатор тока ТЛШ10
Трансформатор тока ТПК-10
Трансформатор тока ТПЛ-10
Трансформатор тока ТПЛ-10У3
Трансформатор тока ТПЛМ-10
Трансформатор тока ТПОЛ-10
Количество
3
3 шт.
6 шт.
6 шт.
6 шт.
4 шт.
4 шт.
10 шт.
4 шт.
4 шт.
Лист № 12
Всего листов 13
ExpertMeter 720 (EM 720)
20 шт.
СЭТ-4ТМ.03
3 шт.
СЭТ-4ТМ.03М
1 шт.
СЭТ-4ТМ.03М.09
2 шт.
СИКОН С70
1 шт.
ТПФ
ТПШЛ-10
2 шт.
6 шт.
2
ТТН-Ш
ТФЗМ 110Б
VCU (мод. VCU-123)
НАМИ-10
НКФ-110-57 У1
НОМ-6
НТМИ-6
НТМИ-6-66
НДКМ (мод. НКДМ-110)
3
2 шт.
6 шт.
9 шт.
2 шт.
6 шт.
4 шт.
2 шт.
7 шт.
3 шт.
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Продолжение таблицы 6
1
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счетчик многофункциональный
и анализатор качества
электрической энергии
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
УСПД (контроллер сетевой
универсальный)
Сервер АИИС КУЭ (осн. и рез.)
NTP-сервер
Прикладное ПО на серверах
Паспорт-формуляр
Cервер совместимый с платформой х86
Метроном-200
ПК «Энергосфера»
ГДАР.411711.137-01/2 ПФ
2 шт.
1 шт.
2 компл.
1 экз.
Поверка
осуществляетсяподокументуМИ3000-2018«ГСИ.Системыавтоматизированные
информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика
поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» 28.02.2018 г.
Основные средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
– трансформаторы тока – по ГОСТ 8.217-2003;
– трансформаторы напряжения – по ГОСТ 8.216-2011;
–счетчикиExpertMeter720(EM720) – пометодикеповеркиМП 39235-08,
утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
– счетчики СЭТ-4ТМ.03 – по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной
ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004;
– счетчикиСЭТ-4ТМ.03М.09 – пометодикеповеркиИЛГШ.411152.145 РЭ1,
согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007;
– счетчики СЭТ-4ТМ.03М – по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденной
ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012;
– контроллерсетевойуниверсальныйСИКОН С70 – пометодикеповерки
ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
– радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), (рег. № 27008-04).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Лист № 13
Всего листов 13
Сведения о методиках (методах) измерений
Методыизмеренийприведенывдокументе«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала
ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-УНПЗ». Методика измерений. ГДАР.411711.137-01/2 МВИ.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-УНПЗ»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем
Основные положения
Изготовитель
Публичное акционерное общество «Акционерная нефтяная Компания «Башнефть»
(ПАО АНК «Башнефть»)
ИНН 0274051582
Адрес: 450077, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Карла Маркса, д. 30, корп. 1
Телефон: (347) 261-61-61
Факс: (347) 261-62-62
Web-сайт
E-mail:
Заявитель
Акционерное общество Научно-производственное предприятие «ЭнергопромСервис»
(АО НПП «ЭнергопромСервис»)
ИНН 7709548784
Адрес: 105120, г. Москва, Костомаровский переулок, д. 3, стр. 12, офис 627
Телефон: (499) 967-85-67
Факс: (499) 967-85-67
Web-сайт
E-mail:
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, 46
Телефон: (495) 437-55-77
Факс: (495) 437-56-66
Web-сайт:
E-mail:
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа № 30004-13 от 29.03.2018 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.