Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ульяновского филиала ПАО НК "РуссНефть"
| Номер в ГРСИ РФ: | 78928-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Ульяновского филиала ПАО НК «РуссНефть» (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 | 78928-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ульяновского филиала ПАО НК "РуссНефть" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 696 |
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 | 05.05.2024 |
Поверители
Скачать
| 78928-20: Описание типа СИ | Скачать | 117.5 КБ | |
| 78928-20: Методика поверки МП СМО-1102.1-2020 | Скачать | 10.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Ульяновского филиала ПАО НК «РуссНефть» (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 (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), 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 (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), сервер сбора данных (далее - СД), автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее -УСВ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000», каналообразующую аппаратуру и АРМ субъекта оптового рынка.
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 для ИК №№ 1, 4, 7, 14-18, 24, 26, 39-43 поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
Для ИК №№ 2, 3, 5, 6, 8-13, 19-23, 25, 27-38 вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН осуществляется на счетчиках и далее цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется хранение измерительной информации.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации и оформление отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка.
АРМ субъекта оптового рынка по сети Internet с использованием электронной подписи (ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, принимающим сигналы точного времени от навигационных космических аппаратов систем (ГНСС) ГЛОНАСС/GPS. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±1 с. Корекция часов сервера СД проводится при расхождении часов сервера БД и времени сервера СД более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и сервера СД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД и сервера СД 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», 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 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета CalcClients.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
E55712D0B1B219065 D63DA949114DAE4 |
MD5 |
|
Модуль расчета небаланса энергии/мощности CalcLeakage.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
B1959FF70BE1EB17C8 3F7B0F6D4A132F | |
|
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах CalcLosses.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
D79874D10FC2B156A0 FDC27E1CA480AC |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений Metrology.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
52E28D7B608799BB3 CCEA41B548D2C83 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе ParseBin.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
6F557F885B73726132 8CD77805BD1BA7 | |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК ParseIEC.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
48E73A9283D1E66494 521F63D00B0D9F | |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus ParseModbus.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
C391D64271ACF4055B B2A4D3FE1F8F48 | |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида ParsePiramida.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
ECF532935CA1A3FD32 15049AF1FD979F | |
|
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации SynchroNSI.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
530D9B0126F7CDC23E CD814C4EB7CA09 | |
|
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени VerifyTime.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
1EA5429B261FB0E288 4F5B356A1D1E75 |
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 ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД/ УСВ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ПС 110 кВ Александровка, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.7, ВЛ-10 кВ |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 2473-69 |
НАМИ-10 У 2 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
-/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,3 |
±2,9 ±4,7 |
|
2 |
КТП-1533 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 67928-17 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,9 ±4,6 | |
|
3 |
КТП-1534 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 22656-07 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,9 ±4,6 | |
|
4 |
ВЛ-10 кВ яч.9 ПС 35 кВ Высокий Колок, Опора №202, отпайка в сторону КТП-4043 10 кВ, ПКУ-10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,2S Ктт 30/5 Рег. № 32139-11 |
ЗНОЛПМ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,8 |
±1,3 ±2,4 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
ПС 35 кВ Высокий Колок, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.14, ВЛ-10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,2S Ктт 200/5 Рег. № 32139-06 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
-/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,0 |
±2,0 ±4,0 |
|
6 |
ПС 35 кВ Высокий Колок, КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.22 |
ТОЛ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 7069-07 |
НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 16687-97 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±2,3 ±4,4 | |
|
7 |
ВЛ-10 кВ яч.14 ПС 35 кВ Правда, Опора №41, ПКУ 10 кВ №003-13 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,2S Ктт 50/5 Рег. № 51623-12 |
ЗНОЛПМ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 ЗНОЛПМ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,2 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 ЗНОЛПМ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,8 |
±1,3 ±2,4 | |
|
8 |
ПС 35 кВ Правда, КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.18, ВЛ-10 кВ |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 48923-12 |
НАМИ-10 У 2 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±2,3 ±4,3 | |
|
9 |
ПС 35 кВ Правда, КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.19 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 2473-05 |
НАМИ-10 У2 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±3,3 ±5,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
10 |
КТП-1635 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 22656-07 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
-/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,6 |
|
11 |
КТП-1636 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
ТТИ-А Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 28139-04 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,6 | |
|
12 |
КТП-1669 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 22656-07 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,6 | |
|
13 |
КТП-1634 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 22656-07 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,6 | |
|
14 |
ВЛ-10 кВ яч.3 ПС 35 кВ Крупская, Опора №158, отпайка в сторону ТП-144 10 кВ, ПКУ-10 кВ |
ТОЛ-10-I Кл. т. 0,2S Ктт 100/5 Рег. № 47959-11 |
ЗНОЛПМ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,0 |
±2,0 ±4,0 | |
|
15 |
ПС 35 кВ Крупская, КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.13а, ВЛ-10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 32139-06 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±2,3 ±4,4 | |
|
16 |
ВЛ-10 кВ яч.18 ПС 35 кВ Крупская, отпайка в сторону ПКУ 10 кВ №096, Опора №А1/1, ПКУ 10 кВ №096 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 51623-12 |
ЗНОЛПМ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±1,8 ±3,1 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
17 |
ВЛ-10 кВ яч.18 ПС 35 кВ Крупская, отпайка в сторону ПКУ 10 кВ №093, Опора №Г1, ПКУ 10 кВ №093 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 51623-12 |
ЗНОЛПМ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
-/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±1,8 ±3,1 |
|
18 |
ВЛ-10 кВ яч.18 ПС 35 кВ Крупская, отпайка в сторону ПКУ 10 кВ №095, Опора №А72, ПКУ 10 кВ №095 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 51623-12 |
ЗНОЛПМ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 35505-07 ЗНОЛПМ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 ЗНОЛПМ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 35505-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±1,8 ±3,1 | |
|
19 |
ПС 35 кВ Вишенка, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.1, ВЛ-10 кВ |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 2473-69 |
НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 16687-97 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
|
20 |
ПС 35 кВ Вишенка, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.4, ВЛ-10 кВ |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 48923-12 |
НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 16687-97 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±2,3 ±4,4 | |
|
21 |
ПС 35 кВ Вишенка, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.5 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,2 Ктт 150/5 Рег. № 48923-12 |
НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 16687-97 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,0 |
±2,2 ±4,2 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
22 |
ПС 35 кВ Вишенка, КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.9 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 48923-12 ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
-/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
|
23 |
ПС 35 кВ Уткино, КРУН-10 кВ, с.ш. 10 кВ, яч.1 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 1276-59 |
НАМИ-10 У 2 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±3,3 ±5,7 | |
|
24 |
ВЛ-10 кВ яч.8 ПС 35 кВ Никольская-2, отпайка в сторону ПКУ 10 кВ №117-13, Опора №Д1, ПКУ 10 кВ №117-13 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 51623-12 ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 51623-12 |
ЗНОЛПМ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,8 | |
|
25 |
КТП-1656 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 22656-07 |
- |
СЭТ-4ТМ.02.2-38 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,6 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
26 |
ВЛ-10 кВ яч.0 ПС 35 кВ Никольская-1, отпайка в сторону ПКУ 10 кВ №116-13, Опора №К2, ПКУ 10 кВ №116-13 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 51623-12 ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 51623-12 ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 51623-12 |
ЗНОЛПМ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
-/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,8 |
|
27 |
КТП-1654 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 67928-17 |
- |
СЭТ-4ТМ.02.2-38 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,6 | |
|
28 |
ПС 35 кВ Новоспасская, КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.15 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 1276-59 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
|
29 |
ВЛ-10 кВ яч.1 ПС 110 кВ Куроедово, Опора №1, РВНО-10 кВ |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 2473-00 |
НАМИ-10 У2 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,3 |
±2,9 ±4,7 | |
|
30 |
ПС 110 кВ Нагорная, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.3 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 51623-12 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±2,3 ±4,4 | |
|
31 |
ПС 110 кВ Нагорная, КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.8 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 2473-00 |
НАМИ-10 У2 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±3,3 ±5,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
32 |
КТП 10 кВ №007-П, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 УЗ Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 67928-17 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
-/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,9 ±4,6 |
|
33 |
ПС 110 кВ Клин, ЗРУ-10 кВ, с.ш. 10 кВ, яч.4 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 75/5 Рег. № 51623-12 |
НАМИ-10 У2 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±2,3 ±4,3 | |
|
34 |
ПС 110 кВ Клин, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.10, КЛ-6 кВ |
ТПЛ-10К Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 2367-68 |
НАМИТ-10-1 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 16687-02 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
|
35 |
КТП-515 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 22656-07 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,6 | |
|
36 |
ВЛ-10 кВ яч.4 ПС 110 кВ Барановка, Опора №363, отпайка в сторону ТП-7А 10 кВ, РВНО-10 кВ |
ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 47958-11 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 18178-99 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
|
37 |
ВЛ-10 кВ яч.2 ПС 35 кВ Мордовская Карагужа, Опора №118, отпайка в сторону ТП-33 10 кВ, РВНО-10 кВ |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 2473-00 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 16687-02 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
|
38 |
ВЛ-10 кВ яч.2 ПС 35 кВ Красный, Опора №50, РВНО-10 кВ |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 2473-00 |
НАМИ-10 У2 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,3 |
±2,9 ±4,7 |
Продолжение таблицы 2________________________________________________________________________________________________
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
39 |
ПС 110 кВ Верхозим, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.10 |
ТЛМ-10-1 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 2473-05 |
НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
-/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,8 |
|
40 |
КТП-П-60/10 10 кВ, РУ-0,23 кВ, ввод 0,23 кВ Т-1 |
- |
- |
СЭБ-1ТМ.О2М.ОЗ Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 47041-11 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,3 |
±3,4 ±6,4 | |
|
41 |
ПС 110 кВ Верхозим, КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.18, ВЛ-10 кВ фид. №18 Битумный з-д |
ТЛМ-10-1 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 2473-05 |
НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,8 | |
|
42 |
ТП-П-467 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
- |
- |
ПСЧ-ЗТМ.О5М.О4 Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 36354-07 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,3 |
±3,4 ±6,4 | |
|
43 |
ТП-П-464 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 22656-07 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,6 | |
|
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 1=0,02 (0,05)^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1-43 от 0 до плюс 40 °C. 4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 6. Допускается замена УСВ-3 на аналогичное утвержденного типа. 7. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
43 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды, оС |
от 98 до 101 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков,оС - температура окружающей среды в месте расположения УСВ, оС - температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС |
от 90 до 110 от 2(5) до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от 49,5 до 50,5 от -45 до +40 от -30 до +40 от -25 до +60 от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03М.09 (рег. № 36697-12) для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03М.08, СЭТ-4ТМ.03М.09 (рег. № 36697-08) для электросчетчика СЭТ-4ТМ.02.2-38, СЭТ-4ТМ.02.2-14 (рег. № 20175-01) для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03.01 (рег. № 27524-04) для электросчетчика СЭБ-1ТМ.02М.03 (рег. № 47041-11) для электросчетчика ПСЧ-3ТМ.05М.04 (рег. № 36354-07) - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
165000 140000 90000 90000 165000 140000 2 70000 1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
|
направлениях, сутки, не менее |
113 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
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:
- изменения значений результатов измерений;
- изменения коэффициентов измерительных ТТ и ТН;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (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) Ульяновского филиала ПАО НК «РуссНефть» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип (обозначение) |
Количество, шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
5 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
8 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10-1 У3 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТТИ-А |
3 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 У3 |
9 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
12 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 У3 |
9 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
5 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 УХЛ2 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
22 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
7 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-I |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10К |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 У2 |
7 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-1 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛПМ-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛПМ-10 УХЛ2 |
22 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 |
3 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.02.2-38 |
2 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
4 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-3ТМ.05М.04 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
9 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.09 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
11 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
4 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.09 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭБ-1ТМ.02М.03 |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Программное обеспечение |
«Пирамида 2000» |
1 |
|
Методика поверки |
МП СМО-1102.1-2020 |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.696 ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП СМО-1102.1-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ульяновского филиала ПАО НК «РуссНефть». Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 13.05.2020 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03М.09 (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 СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03М.08, СЭТ-4ТМ.03М.09 (рег. № 36697-08) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.
- счетчиков СЭТ-4ТМ.02.2-38, СЭТ-4ТМ.02.2-14 (рег. № 20175-01) - 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 (рег. № 27524-04) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчиков СЭБ-1ТМ.02М.03 (рег. № 47041-11) - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭБ-1ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.174РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «07» июня 2011 г.;
- счетчиков ПСЧ-3ТМ.05М.04 (рег. № 36354-07) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.138РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.138РЭ. Методика поверки согласованна с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- устройство синхронизации времени УСВ-3 - по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;
- энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;
- миллитесламетр Ш1-15У, Рег. № 37751-08;
- термогигрометр «Ива-6Н-КП-Д», Рег. № 46434-11;
- термометр стеклянный ждикостный вибростойкий авиационный ТП-6, Рег. № 257-49.
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) Ульяновского филиала ПАО НК «РуссНефть», аттестованном ФБУ «Ивановский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.311260 от 17.08.2015 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
