Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ульяновского филиала ПАО НК "РуссНефть"
- АО "РЭС Групп", г.Владимир
-
Скачать
78928-20: Методика поверки МП СМО-1102.1-2020Скачать10.7 Мб
78928-20: Описание типа СИСкачать117.5 Кб
- 02.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ульяновского филиала ПАО НК "РуссНефть"
| Основные | |
| Тип | |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
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 | |
| Модуль расчета небаланса энергии/мощности CalcLeakage.dll | не ниже 1.0.0.0 | B1959FF70BE1EB17C8 3F7B0F6D4A132F | MD5 |
| 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 | |
| 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 | MD5 |
| 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.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е м о К | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | 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 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 | 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:V3/100:V3 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 |
| ПС 35 кВ Высокий | ТОЛ-СЭЩ-10 | НАМИ-10-95 УХЛ2 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | активная | ±1,0 | ±2,0 | ||
| 5 | Колок, КРУН-10 кВ, | Кл. т. 0,2S | Кл. т. 0,5 | |||||
| 1 с.ш. 10 кВ, яч.14, ВЛ-10 кВ | Ктт 200/5 Рег. № 32139-06 | Ктн 10000/100 Рег. № 20186-05 | реактивная | ±2,0 | ±4,0 | |||
| ПС 35 кВ Высокий | 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 | активная | ±1,2 | ±2,3 | ||
| 6 | Колок, КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.22 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | реактивная | ±2,8 | ±4,4 | |||
| ЗНОЛПМ-10 УХЛ2 | ||||||||
| Кл. т. 0,5 Ктн 10000:V3/100:V3 | ||||||||
| Рег. № 46738-11 | -/ | |||||||
| ВЛ-10 кВ яч.14 | ТОЛ-СЭЩ-10 | ЗНОЛПМ-10 УХЛ2 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,3 ±2,4 | ||
| 7 | ПС 35 кВ Правда, Опора №41, ПКУ 10 кВ №003-13 | Кл. т. 0,2S Ктт 50/5 Рег. № 51623-12 | Кл. т. 0,2 Ктн 10000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11 ЗНОЛПМ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | ||||
| 8 | ПС 35 кВ Правда, КРУН-10 кВ, | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5S | НАМИ-10 У 2 Кл. т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | активная | ±1,0 | ±2,3 | |
| 2 с.ш. 10 кВ, яч.18, ВЛ-10 кВ | Ктт 150/5 Рег. № 48923-12 | Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 | реактивная | ±2,5 | ±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 |
| КТП-1635 10 кВ, | Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 22656-07 | СЭТ-4ТМ.03М.09 | активная | ±1,0 | ±3,3 | |||
| 10 | РУ-0,4 кВ, | - | Кл. т. 0,5S/1,0 | |||||
| ввод 0,4 кВ Т-1 | Рег. № 36697-08 | реактивная | ±2,4 | ±5,6 | ||||
| КТП-1636 10 кВ, | ТТИ-А Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 28139-04 | СЭТ-4ТМ.03М.09 | активная | ±1,0 | ±3,3 | |||
| 11 | РУ-0,4 кВ, | - | Кл. т. 0,5S/1,0 | |||||
| ввод 0,4 кВ Т-1 | Рег. № 36697-12 | реактивная | ±2,4 | ±5,6 | ||||
| КТП-1669 10 кВ, | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 22656-07 | СЭТ-4ТМ.03М.09 | активная | ±1,0 | ±3,3 | |||
| 12 | РУ-0,4 кВ, | - | Кл. т. 0,5S/1,0 | |||||
| ввод 0,4 кВ Т-1 | Рег. № 36697-12 | реактивная | ±2,4 | ±5,6 | ||||
| 13 | КТП-1634 10 кВ, РУ-0,4 кВ, | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 22656-07 | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 | -/ | активная | ±1,0 | ±3,3 | |
| ввод 0,4 кВ Т-1 | Рег. № 36697-12 | УСВ-3 | реактивная | ±2,4 | ±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: V3/100:V3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | Рег. № 64242-16 | активная реактивная | ±1,0 ±2,0 | ±2,0 ±4,0 |
| 15 | ПС 35 кВ Крупская, КРУН-10 кВ, | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | активная | ±1,2 | ±2,3 | |
| 2 с.ш. 10 кВ, яч.13а, ВЛ-10 кВ | Ктт 200/5 Рег. № 32139-06 | Ктн 10000/100 Рег. № 20186-05 | реактивная | ±2,8 | ±4,4 | |||
| ВЛ-10 кВ яч.18 | ||||||||
| 16 | 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: V3/100:V3 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:V3/100:V3 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:V3/100:V3 Рег. № 35505-07 ЗНОЛПМ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11 ЗНОЛПМ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:V3/100:V3 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:V3/100:V3 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:V3/100:V3 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-4ТM.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.03M 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-4ТM.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-4ТM.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, | Т-0,66 УЗ Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 67928-17 | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 | активная | ±0,8 | ±2,9 | ||
| ввод 0,4 кВ Т-1 | Рег. № 36697-08 | реактивная | ±2,2 | ±4,6 | ||||
| ПС 110 кВ Клин, | 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 | активная | ±1,0 | ±2,3 | ||
| 33 | ЗРУ-10 кВ, с.ш. 10 кВ, яч.4 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | реактивная | ±2,5 | ±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-4ТM.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, | Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 22656-07 | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 | -/ | активная | ±1,0 | ±3,3 | |
| ввод 0,4 кВ Т-1 | Рег. № 36697-08 | УСВ-3 | реактивная | ±2,4 | ±5,6 | |||
| ВЛ-10 кВ яч.4 ПС 110 кВ Барановка, | 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 | Рег. № 64242-16 | активная | ±1,2 | ±3,3 | |
| 36 | Опора №363, отпайка в сторону ТП-7А 10 кВ, РВНО-10 кВ | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | реактивная | ±2,8 | ±5,7 | |||
| ВЛ-10 кВ яч.2 | ||||||||
| 37 | 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 | |
| ВЛ-10 кВ яч.2 | 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 | активная | ±0,9 | ±2,9 | ||
| 38 | ПС 35 кВ Красный, Опора №50, РВНО-10 кВ | Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | реактивная | ±2,3 | ±4,7 |
| 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 | 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.02М.03 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 | -/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 | 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-3ТМ.05М.04 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 coscp = 0,8 инд I=0,02 (0,05)Тном 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. | ||||||||
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 43 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности coscp | 0,9 |
| - температура окружающей среды, С | 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 49,5 до 50,5 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | от -30 до +40 |
| электросчетчиков, оС | |
| - температура окружающей среды в месте расположения | от -25 до +60 |
| УСВ, оС | |
| - температура окружающей среды в месте расположения | от +10 до +30 |
| о/"ч сервера, С | |
| 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) | 165000 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M, СЭТ-4ТМ.03М.01, | |
| СЭТ-4ТМ.03М.08, СЭТ-4ТМ.03М.09 (рег. № 36697-08) | 140000 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТМ.02.2-38, СЭТ-4ТМ.02.2-14 | |
| (рег. № 20175-01) | 90000 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТM.03.01 (рег. № 27524-04) | 90000 |
| для электросчетчика СЭБ-1ТM.02M.03 (рег. № 47041-11) | 165000 |
| для электросчетчика ПСЧ-3ТM.05M.04 (рег. № 36354-07) | 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 | 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-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-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, 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