|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ульяновского филиала ПАО НК "РуссНефть" |
| Обозначение типа | |
| Производитель | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 696 |
| 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 (идентификацион-ный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентифика-тора 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 | B1959FF70BE1EB17C83F7B0F6D4A132F | | Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах
CalcLosses.dll | не ниже 1.0.0.0 | D79874D10FC2B156A0FDC27E1CA480AC |
Продолжение таблицы 1
| 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 | C391D64271ACF4055BB2A4D3FE1F8F48 | | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида
ParsePiramida.dll | не ниже 1.0.0.0 | ECF532935CA1A3FD3215049AF1FD979F | | Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации
SynchroNSI.dll | не ниже 1.0.0.0 | 530D9B0126F7CDC23ECD814C4EB7CA09 | | Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени
VerifyTime.dll | не ниже 1.0.0.0 | 1EA5429B261FB0E2884F5B356A1D1E75 |
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.
|
| Метрологические и 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 электро-энергии | Метрологические характеристики ИК | | 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 У2
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 | | 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 | | 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 | | |
| Продолжение таблицы 2 | | 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 | | 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 | | 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 У2
Кл. т. 0,2
Ктн 10000/100
Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-08 | | 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 |
Продолжение таблицы 2
| 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 | | 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 | | 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 | | 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 | | 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 | | 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 |
Продолжение таблицы 2
| 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 | | 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 | | 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 | | 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 |
Продолжение таблицы 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 У2
Кл. т. 0,2
Ктн 10000/100
Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-08 | | 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 | | 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 |
Продолжение таблицы 2
| 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 | | 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-4ТM.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | | 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.03M
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | | 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-4ТM.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | | 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-4ТM.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 |
Продолжение таблицы 2
| 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 | | 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-4ТM.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 27524-04 | | 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 | | 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 | | 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 | | 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 |
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-1ТM.02M.03
Кл. т. 1,0/2,0
Рег. № 47041-11 | | 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 | | 42 | ТП-П-467 6 кВ,
РУ-0,4 кВ,
ввод 0,4 кВ Т-1 | - | - | ПСЧ-3ТM.05M.04
Кл. т. 1,0/2,0
Рег. № 36354-07 | | 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 | | 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 cos( = 0,8 инд I=0,02 (0,05)·Iном 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 Uном
- ток, % от Iном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos(
- 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 Uном
- ток, % от Iном
- 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 | 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 | | - 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-4ТM.03M, СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03М.09 (рег. № 36697-12)
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M, 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-4ТM.03.01 (рег. № 27524-04)
для электросчетчика СЭБ-1ТM.02M.03 (рег. № 47041-11)
для электросчетчика ПСЧ-3ТM.05M.04 (рег. № 36354-07) | 165000
140000
90000
90000
165000
140000 | | - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 | | Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 70000
1 |
Продолжение таблицы 3
| Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 113
40
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).
|
| 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 |
Продолжение таблицы 4
| 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-4ТM.03.01 | 4 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-3ТM.05M.04 | 1 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M | 1 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M.01 | 9 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M.08 | 3 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M.09 | 3 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M | 11 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M.01 | 4 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M.09 | 3 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭБ-1ТM.02M.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-4ТM.03M, 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-4ТM.03M, 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-4ТM.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-1ТM.02M.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-3ТM.05M.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-6H-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.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)Ульяновского филиала ПАО НК «РуссНефть»
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
|
| Заявитель | Акционерное общество «РЭС Групп»
(АО «РЭС Групп»)
ИНН 3328489050
Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Телефон: 8 (4922) 22-21-62
Факс: 8 (4922) 42-31-62
E-mail: post@orem.su
|
| Испытательный центр | Акционерное общество «РЭС Групп»
(АО «РЭС Групп»)
Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Телефон: 8 (4922) 22-21-62
Факс: 8 (4922) 42-31-62
E-mail: post@orem.su
Аттестат об аккредитации АО «РЭС Групп» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312736 от 17.07.2019 г.
| |
