Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Ульяновскнефть" (2-я очередь)
- АО "РЭС Групп", г.Владимир
-
Скачать
70492-18: Методика поверки МП 206.1-022-2018Скачать1,022.0 Кб
70492-18: Описание типа СИСкачать114.4 Кб
- 03.05.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Ульяновскнефть" (2-я очередь)
| Основные | |
| Тип | |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
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 идентифика тора |
| 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 |
| 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.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е м о Я | Измерительные компоненты | Метрологические характеристики ИК | |||||
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | Вид электроэнергии | 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, | ТТИ Кл. т. 0,5 100/5 | СЭТ-4ТМ.03М.08 | активная | ±0,8 | ±3,0 | |
| РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | Кл. т. 0,2S/0,5 | реактивная | ±2,2 | ±5,2 | |||
| 3 | КТП-1534 10/0,4 кВ, | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 100/5 | СЭТ-4ТМ.03М.08 | активная | ±0,8 | ±3,0 | |
| РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | Кл. т. 0,2S/0,5 | реактивная | ±2,2 | ±5,2 | |||
| ЗНОЛПМ-10УХЛ2 | |||||||
| Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.9 ПС 35/10 кВ | Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 | ||||||
| 4 | ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 Кл. т. 0,2S 30/5 | ЗНОЛПМ-10УХЛ2 Кл. т. 0,2 10000:V3/100:V3 ЗНОЛПМ-10УХЛ2; Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 | СЭТ-4ТМ.03М | активная | ±0,8 | ±1,8 | |
| «Высокий Колок», оп. №191, ПКУ-10 кВ | Кл. т. 0,2S/0,5 | реактивная | ±1,8 | ±3,7 | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 5 | ПС 35/10 кВ «Высокий Колок», КРУН-10 кВ, | ТОЛ-СЭЩ-10-21 У2 Кл. т. 0,2S | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная | ±1,0 | ±3,1 |
| 1 с.ш. 10 кВ, яч.14 | 200/5 | 10000/100 | реактивная | ±2,1 | ±5,5 | ||
| ПС 35/10 кВ «Высокий | ТОЛ-10 УХЛ2 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная | ±1,2 | ±4,0 | |
| 6 | Колок», КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.22 | Кл. т. 0,5S 200/5 | Кл. т. 0,5 10000/100 | реактивная | ±2,8 | ±6,7 | |
| ЗНОЛПМ-10УХЛ2 | |||||||
| Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.14 ПС 35/10 кВ «Правда», опора №41, ПКУ №003-13 10 кВ | Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 | ||||||
| 7 | ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 Кл. т. 0,2S 50/5 | ЗНОЛПМ-10УХЛ2 Кл. т. 0,2 10000:V3/100:V3 ЗНОЛПМ-10УХЛ2; Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 | 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, | ТЛМ-10-2 У3 Кл. т. 0,5 | НАМИ-10У2 Кл. т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная | ±1,0 | ±3,8 |
| 2 с.ш. 10 кВ, яч.19 | 150/5 | 10000/100 | реактивная | ±2,6 | ±6,6 | ||
| 10 | КТП-1635 10/0,4 кВ, | Т-0,66 Кл. т. 0,5 200/5 | СЭТ-4ТМ.03М.09 | активная | ±1,0 | ±3,8 | |
| РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,4 | ±6,6 | |||
| 11 | КТП-1636 10/0,4 кВ, | ТТИ-А Кл. т. 0,5 200/5 | СЭТ-4ТМ.03М.09 | активная | ±1,0 | ±3,8 | |
| РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,4 | ±6,6 | |||
| 12 | КТП-1669 10/0,4 кВ, | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 100/5 | СЭТ-4ТМ.03М.09 | активная | ±1,0 | ±3,8 | |
| РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,4 | ±6,6 |
| 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-[-2 У2 Кл. т. 0,2S 100/5 | ЗНОЛПМ-10УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 | 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:V3/100:V3 | 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:V3/100:V3 | 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:V3/100:V3 | 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 |
| 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:V3/100:V3 | 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:V3/100:V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,1 ±5,4 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 26 | КТП-1654 10/0,4 кВ, | Т-0,66 Кл. т. 0,5 200/5 | СЭТ-4ТМ.02.2 | активная | ±1,0 | ±3,8 | |
| РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,4 | ±6,6 | |||
| 27 | ПС 35/10 кВ «Новоспасская», | ТПЛ-10 У3 Кл. т. 0,5 200/5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 | СЭТ-4ТМ.03.01 | активная | ±1,2 | ±3,9 |
| КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.15 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±6,7 | |||
| ВЛ 10 кВ яч.1 | ТЛМ-10-2 У3 | НАМИ-10У2 | СЭТ-4ТМ.03M Кл. т. 0,2S/0,5 | активная | ±0,9 | ±3,0 | |
| 28 | ПС 110/10 кВ «Куроедово», опора №1, РВНО-10 кВ | Кл. т. 0,5 100/5 | Кл. т. 0,2 10000/100 | реактивная | ±2,4 | ±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 |
| ПС 110/35/10 кВ | ТЛМ-10-1 У3 | НАМИ-10У2 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная | ±1,0 | ±3,8 | |
| 30 | «Нагорная», КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.8 | Кл. т. 0,5 100/5 | Кл. т. 0,2 10000/100 | реактивная | ±2,5 | ±6,6 | |
| КТП-630 кВА 10/0,4 кВ | Т-0,66УЗ | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 | активная | ±0,8 | ±3,0 | ||
| 31 | №039-П, РУ-0,4 кВ, | Кл. т. 0,5 | - | ||||
| ввод 0,4 кВ Т-1 | 1000/5 | реактивная | ±2,2 | ±5,2 | |||
| 32 | ПС 110/6/6/10 кВ «Клин», | ТПОЛ-10 У3 Кл. т. 0,5 50/5 | НАМИ-10У2 Кл. т. 0,2 10000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | активная | ±1,0 | ±3,8 |
| с.ш. 10 кВ, яч.4 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,6 | ±6,6 | |||
| 33 | ПС 110/6/6/10 кВ «Клин», | ТПЛ-10-К У2 Кл. т. 0,5 200/5 | НАМИТ-10-1 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | активная | ±1,2 | ±3,9 |
| ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.10 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±6,7 | |||
| КТП-63 кВА 10/0,4 кВ | Т-0,66 | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная | ±1,0 | ±3,8 | ||
| 34 | №515, РУ-0,4 кВ, | Кл. т. 0,5 | - | ||||
| ввод 0,4 кВ Т-1 | 300/5 | реактивная | ±2,4 | ±6,6 | |||
| 35 | Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.4 ПС 110/35/10 кВ | ТПЛ-10-М-У2 Кл. т. 0,5 150/5 | НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 10000/100 | СЭТ-4ТМ.02.2 | активная | ±1,2 | ±3,9 |
| «Барановка», опора №363, РВНО-10 кВ | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±6,7 |
| 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 cosj = 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.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 42 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от U^ | от 98 до 102 |
| - ток, % от !ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от !ном | 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, С: | от -40 до +65 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера, С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M | 140000 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M | 165000 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТM.02.2 | 90000 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТM.03.01 | 90000 |
| для электросчетчика СЭБ-1ТM.02M.03 | 165000 |
| для электросчетчика ПСЧ-3ТM.05M.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.
Комплектность 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-104-2 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-4ТM.03M.08 | 36697-08 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M.08 | 36697-12 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M | 36697-08 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M.01 | 36697-08 | 10 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M.09 | 36697-12 | 4 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M.01 | 36697-12 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M | 36697-12 | 11 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.02.2 | 20175-01 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03.01 | 27524-04 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M.09 | 36697-08 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭБ-1ТM.02M.03 | 47041-11 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-3ТM.05M.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 |
| 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-4ТM.03M - 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-4ТM.03M - 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-4ТM.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-4ТM.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-1ТM.02M.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-3ТM.05M.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, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ульяновскнефть» (2-я 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