Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Ульяновскнефть" (2-я очередь)
| Номер в ГРСИ РФ: | 70492-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ульяновскнефть» (2-я очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 70492-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Ульяновскнефть" (2-я очередь) |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 526 |
Производитель / Заявитель
АО "РЭС Групп", г.Владимир
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 70492-18: Описание типа СИ | Скачать | 114.4 КБ | |
| 70492-18: Методика поверки МП 206.1-022-2018 | Скачать | 1022 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ульяновскнефть» (2-я очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя 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 52322-2005, 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 2-3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ОАО «Ульяновскнефть», включающий в себя сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер сбора данных (СД) АИИС КУЭ на базе промышленного РС-совместимого компьютера, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени УСВ-1 (далее - УСВ-1), каналообразующую аппаратуру и АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка, подключенный к базе данных ИВК ОАО «Ульяновскнефть» при помощи удаленного доступа по сети Internet.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные 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 мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ осуществляется от АРМ энергосбытовой организации по сети Internet в автоматическом режиме с использованием ЭП.
АРМ энергосбытовой организации раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-1, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ-1 не более ±1 с. УСВ-1 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера баз данных (БД) АИИС КУЭ. Коррекция часов сервера сбора данных (СД) АИИС КУЭ проводится при расхождении часов сервера баз данных (БД) АИИС КУЭ и времени сервера сбора данных (СД) АИИС КУЭ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера сбора данных (СД) АИИС КУЭ более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера баз данных (БД) АИИС КУЭ и сервера сбора данных (СД) АИИС КУЭ отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии не ниже 3.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» 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 «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения |
Другие идентификационные данные |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
1.0.0.0 |
e55712d0b1b219065 d63da949114dae4 |
CalcClients.dll |
MD5 |
|
Модуль расчета небаланса энергии/мощности |
1.0.0.0 |
b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f |
CalcLeakage.dll |
MD5 |
|
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
1.0.0.0 |
d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac |
CalcLosses.dll |
MD5 |
|
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях и проверке точности вычислений |
1.0.0.0 |
52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 |
Metrology.dll |
MD5 |
Окончание таблицы 1
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
1.0.0.0 |
6f557f885b737261 328cd77805bd1ba7 |
ParseBin.dll |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
1.0.0.0 |
48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f |
ParseIEC.dll |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
1.0.0.0 |
c391d64271acf405 5bb2a4d3fe1f8f48 |
ParseModbus.dll |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
1.0.0.0 |
ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f |
ParsePiramida.dll |
MD5 |
|
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности справочной информации |
1.0.0.0 |
530d9b0126f7cdc2 3ecd814c4eb7ca09 |
SynchroNSI.dll |
MD5 |
|
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
1.0.0.0 |
1ea5429b261fb0e2 884f5b356a1d1e75 |
VerifyTime.dll |
MD5 |
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
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 таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 |
ПС 110/10 кВ «Александровка», КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.7 |
ТЛМ-10-2У3 Кл. т. 0,5 200/5 |
НАМИ-10У2 Кл. т. 0,2 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,4 |
±3,0 ±5,3 |
|
2 |
КТП-1533 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
ТТИ Кл. т. 0,5 100/5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±3,0 ±5,2 |
|
3 |
КТП-1534 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 100/5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±3,0 ±5,2 |
|
4 |
Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.9 ПС 35/10 кВ «Высокий Колок», оп. №191, ПКУ-10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 Кл. т. 0,2S 30/5 |
ЗНОЛПМ-10УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 ЗНОЛПМ-10УХЛ2 Кл. т. 0,2 10000:^3/100:^3 ЗНОЛПМ-10УХЛ2; Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,8 |
±1,8 ±3,7 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
5 |
ПС 35/10 кВ «Высокий Колок», КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.14 |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 У2 Кл. т. 0,2S 200/5 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,1 ±5,5 |
|
6 |
ПС 35/10 кВ «Высокий Колок», КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.22 |
ТОЛ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5S 200/5 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,7 |
|
7 |
Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.14 ПС 35/10 кВ «Правда», опора №41, ПКУ №003-13 10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 Кл. т. 0,2S 50/5 |
ЗНОЛПМ-10УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 ЗНОЛПМ-10УХЛ2 Кл. т. 0,2 10000:^3/100:^3 ЗНОЛПМ-10УХЛ2; Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,8 |
±1,8 ±3,7 |
|
8 |
ПС 35/10 кВ «Правда», КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 18 |
ТЛМ-10-1(1) У2 Кл. т. 0,5S 150/5 |
НАМИ-10У2 Кл. т. 0,2 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,6 |
±3,9 ±6,7 |
|
9 |
ПС 35/10 кВ «Правда», КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.19 |
ТЛМ-10-2 У3 Кл. т. 0,5 150/5 |
НАМИ-10У2 Кл. т. 0,2 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,6 |
±3,8 ±6,6 |
|
10 |
КТП-1635 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 200/5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,8 ±6,6 |
|
11 |
КТП-1636 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
ТТИ-А Кл. т. 0,5 200/5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,8 ±6,6 |
|
12 |
КТП-1669 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 100/5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,8 ±6,6 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
13 |
КТП-1634 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 100/5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,8 ±6,6 |
|
14 |
Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.3 ПС 35/10 кВ «Крупская», опора №158, ПКУ-10 кВ |
ТОЛ-10-1-2 У2 Кл. т. 0,2S 100/5 |
ЗНОЛПМ-10УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,1 ±5,5 |
|
15 |
Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.18 ПС 35/10 кВ «Крупская», опора №А1/1, ПКУ №096 10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 Кл. т. 0,5S 200/5 |
ЗНОЛПМ-10УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,4 |
|
16 |
Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.18 ПС 35/10 кВ «Крупская», опора №Г1, ПКУ №093 10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 Кл. т. 0,5S 50/5 |
ЗНОЛПМ-10УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,4 |
|
17 |
Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.18 ПС 35/10 кВ "Крупская", опора №А72, ПКУ №095 10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 Кл. т. 0,5S 200/5 |
ЗНОЛПМ-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,4 |
|
18 |
ПС 35/10 кВ «Вишенка», КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.1 |
ТЛМ-10-2 У3 Кл. т. 0,5 100/5 |
НАМИТ-10 У2 Кл. т. 0,5 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,9 ±6,7 |
|
19 |
ПС 35/10 кВ «Вишенка», КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 4 |
ТЛМ-10-1(1) У2 Кл. т. 0,5S 150/5 |
НАМИТ-10 У2 Кл. т. 0,5 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,7 |
|
20 |
ПС 35/10 кВ «Вишенка», КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.5 |
ТЛМ-10-1(1) У2 Кл. т. 0,5 150/5 |
НАМИТ-10 У2 Кл. т. 0,5 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,9 ±6,7 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
21 |
ПС 35/10 кВ «Вишенка», КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.9 |
ТЛМ-10-1(1) У2 Кл. т. 0,5 150/5 ТЛМ-10-2У3 Кл. т. 0,5 150/5 |
НТМИ-10-66 У3 Кл. т. 0,5 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,9 ±6,7 |
|
22 |
ПС 35/10 кВ «Уткино», КРУН-10 кВ, с.ш. 10 кВ, яч.1 |
ТПЛ-10 У3 Кл. т. 0,5 150/5 |
НАМИ-10 У2 Кл. т. 0,2 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,6 |
±3,8 ±6,6 |
|
23 |
Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.8 ПС 35/10 кВ «Никольская-2», оп. №Д1, ПКУ №117-13 10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 Кл. т. 0,5S 100/5 ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 Кл. т. 0,5S 100/5 ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 Кл. т. 0,5 100/5 |
ЗНОЛПМ-10УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,4 |
|
24 |
КТП-1656 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 100/5 |
- |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,8 ±6,6 |
|
25 |
Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.0 ПС 35/10 кВ «Никольская-1», оп. №К2, ПКУ №116-13 10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 Кл. т. 0,5S 100/5 ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 Кл. т. 0,5S 100/5 ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 Кл. т. 0,5 100/5 |
ЗНОЛПМ-10УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,4 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
26 |
КТП-1654 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 200/5 |
- |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,8 ±6,6 |
|
27 |
ПС 35/10 кВ «Новоспасская», КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.15 |
ТПЛ-10 У3 Кл. т. 0,5 200/5 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,9 ±6,7 |
|
28 |
ВЛ 10 кВ яч.1 ПС 110/10 кВ «Куроедово», опора №1, РВНО-10 кВ |
ТЛМ-10-2 У3 Кл. т. 0,5 100/5 |
НАМИ-10У2 Кл. т. 0,2 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,4 |
±3,0 ±5,3 |
|
29 |
ПС 110/35/10 кВ «Нагорная», КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.3 |
ТОЛ-СЭЩ-10-11 Кл. т. 0,5S 300/5 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±9,3 |
|
30 |
ПС 110/35/10 кВ «Нагорная», КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.8 |
ТЛМ-10-1 У3 Кл. т. 0,5 100/5 |
НАМИ-10У2 Кл. т. 0,2 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±3,8 ±6,6 |
|
31 |
КТП-630 кВА 10/0,4 кВ №039-П, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66УЗ Кл. т. 0,5 1000/5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±3,0 ±5,2 |
|
32 |
ПС 110/6/6/10 кВ «Клин», с.ш. 10 кВ, яч.4 |
ТПОЛ-10 У3 Кл. т. 0,5 50/5 |
НАМИ-10У2 Кл. т. 0,2 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,6 |
±3,8 ±6,6 |
|
33 |
ПС 110/6/6/10 кВ «Клин», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.10 |
ТПЛ-10-К У2 Кл. т. 0,5 200/5 |
НАМИТ-10-1 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,9 ±6,7 |
|
34 |
КТП-63 кВА 10/0,4 кВ №515, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 300/5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,8 ±6,6 |
|
35 |
Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.4 ПС 110/35/10 кВ «Барановка», опора №363, РВНО-10 кВ |
ТПЛ-10-М-У2 Кл. т. 0,5 150/5 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,9 ±6,7 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
36 |
Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.2 ПС 35/10 кВ |
ТЛМ-10-2 У3 Кл. т. 0,5 100/5 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
активная |
±1,2 |
±3,9 |
|
«Мордовская Карагужа», опора № 118, РВНО-10 кВ |
Кл. т. 0,5S/1,0 |
реактивная |
±2,8 |
±6,7 | |||
|
ВЛ 10 кВ яч.2 |
ТЛМ-10-2 У3 |
НАМИ-10У2 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная |
±0,9 |
±3,0 | |
|
37 |
ПС 35/10 кВ «Красный», опора №50, РВНО-10 кВ |
Кл. т. 0,5 50/5 |
Кл. т. 0,2 10000/100 |
реактивная |
±2,4 |
±5,3 | |
|
ПС 110/35/10 кВ |
ТЛМ-10-1 У3 |
НТМИ-10-66У3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная |
±1,1 |
±3,1 | |
|
38 |
«Верхозим», КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.10 |
Кл. т. 0,5 150/5 |
Кл. т. 0,5 10000/100 |
реактивная |
±2,7 |
±5,3 | |
|
39 |
КТП-П-60/10 10/0,23 кВ, |
СЭБ-1ТМ.02М.03 |
активная |
±1,1 |
±4,4 | ||
|
ввод Т-1 0,23 кВ |
- |
- |
Кл. т. 1,0/2,0 |
реактивная |
±2,4 |
±9,8 | |
|
ПС 110/35/10 кВ |
ТЛМ-10-1 У3 |
НТМИ-10-66У3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная |
±1,1 |
±3,1 | |
|
40 |
«Верхозим», КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.18 |
Кл. т. 0,5 150/5 |
Кл. т. 0,5 10000/100 |
реактивная |
±2,7 |
±5,3 | |
|
41 |
ТП-467 6/0,4 кВ, |
ПСЧ-3ТМ.05М.04 |
активная |
±1,1 |
±4,4 | ||
|
ввод Т-1 0,4 кВ |
- |
- |
Кл. т. 1,0/2,0 |
реактивная |
±2,4 |
±9,8 | |
|
42 |
ТП-464 6/0,4 кВ, |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 200/5 |
СЭТ-4ТМ.03М.09 |
активная |
±1,0 |
±3,8 | |
|
ввод Т-1 0,4 кВ |
- |
Кл. т. 0,5S/1,0 |
реактивная |
±2,4 |
±6,6 | ||
|
Пределы допускаемой погрешности |
СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 | |||||
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 cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 42 от минус 30 до плюс 40 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена устройства синхронизации времени УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
42 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, оС |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. До 0,8 емк. |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС |
от -40 до +70 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС: |
от -40 до +65 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М |
140000 |
|
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М |
165000 |
|
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.02.2 |
90000 |
|
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03.01 |
90000 |
|
для электросчетчика СЭБ-1ТМ.02М.03 |
165000 |
|
для электросчетчика ПСЧ-3ТМ.05М.04 |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания 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 сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
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) ОАО «Ульяновскнефть» (2-я очередь) типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Рег. № СИ |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10-2У3 |
2473-69 |
5 |
|
Трансформатор тока |
ТТИ |
28139-12 |
3 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 У3 |
22656-07 |
12 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 |
32139-11 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 У2 |
32139-06 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 УХЛ2 |
7069-07 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10-1(1) У2 |
48923-12 |
7 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10-2 У3 |
2473-05 |
8 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
22656-07 |
15 |
|
Трансформатор тока |
ТТИ-А |
28139-04 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-1-2 У2 |
47959-11 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 |
51623-12 |
18 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 У3 |
1276-59 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10-11 |
51623-12 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 У3 |
1261-02 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-К У2 |
2367-68 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М-У2 |
22192-07 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10-1 У3 |
2473-05 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10У2 |
11094-87 |
7 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛПМ-10УХЛ2 |
46738-11 |
21 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛПМ-10 |
46738-11 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
20186-05 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 |
16687-97 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10 У2 |
16687-97 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-1 |
16687-02 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 |
16687-02 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 |
16687-02 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 |
16687-07 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66У3 |
831-69 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
36697-08 |
2 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
36697-12 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-08 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-08 |
10 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.09 |
36697-12 |
4 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-12 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
11 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.02.2 |
20175-01 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
27524-04 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.09 |
36697-08 |
2 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭБ-1ТМ.02М.03 |
47041-11 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-3ТМ.05М.04 |
36354-07 |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-1 |
28716-05 |
1 |
|
Программное обеспечение |
«Пирамида 2000» |
- |
1 |
|
Сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ |
- |
- |
1 |
|
Сервер сбора данных (СД) АИИС КУЭ |
- |
- |
1 |
Окончание таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Методика поверки |
МП 206.1-022-2018 |
- |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.526 ПФ |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-022-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ульяновскнефть» (2-я очередь). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 26.01.2018 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 без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.02.2 - 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», согласованному с ГЦИ СИ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчиков СЭБ-1ТМ.02М.03 - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭБ-1ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.174РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «08» июня 2011 г.;
- счетчиков ПСЧ-3ТМ.05М.04 - по документу ИЛГШ.411152.138РЭ1, согласованному
с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП»,утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60°С, дискретность 0,1°С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
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) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ульяновскнефть» (2-я очередь), аттестованной ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.3112236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы
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
Смотрите также
