Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Ульяновскнефть" (2-я очередь) Нет данных, ГРСИ 70492-18
Номер госреестра:
70492-18
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Ульяновскнефть" (2-я очередь)
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
АО "РЭС Групп", г.Владимир
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 526
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 69161
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 14
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ульяновскнефть» (2-я очередь)
Назначение средства измерений
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 средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизи-
рованную 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
осуществляетсявычислениеэлектроэнергииимощностисучетомкоэффициентов
трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
Наверхнем-второмуровнесистемывыполняетсядальнейшаяобработка
измерительнойинформации,в частности,формированиеи хранениепоступающей
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.
Лист № 2
Всего листов 14
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».
Другие
идентификаци-
онные данные
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифика-
тора
CalcClients.dll
MD5
CalcLeakage.dll
MD5
CalcLosses.dll
MD5
Metrology.dll
MD5
4
5
1.0.0.0
Модуль ра
83f7b0f6d4a132f
1.0.0.0
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Номер версии
Идентификационное(идентифика-Цифровой
наименование ционный идентификатор
программного номер) программного
обеспеченияпрограммногообеспечения
обеспечения
123
Модуль вычисления
значений энергии иe55712d0b1b219065
мощности по группам d63da949114dae4
точек учета
небаланса
счета
1.0.0.0
b1959ff70be1eb17c
энергии/мощности
Модуль вычисления
значений энергии потерьd79874d10fc2b156
в линиях и a0fdc27e1ca480ac
трансформаторах
Общий модуль,
содержащий функции,
используемые при1.0.0.0
вычислениях и проверке
точности вычислений
52e28d7b608799bb
3ccea41b548d2c83
Лист № 3
Всего листов 14
1.0.0.0
6f557f885b737261
328cd77805bd1ba7
1.0.0.0
48e73a9283d1e664
94521f63d00b0d9f
1.0.0.0
c391d64271acf405
5bb2a4d3fe1f8f48
1.0.0.0
ecf532935ca1a3fd3
215049af1fd979f
1.0.0.0
530d9b0126f7cdc2
3ecd814c4eb7ca09
1.0.0.0
1ea5429b261fb0e2
884f5b356a1d1e75
2
3
45
ParseBin.dllMD5
ParseIEC.dllMD5
ParseModbus.dllMD5
ParsePiramida.dllMD5
SynchroNSI.dllMD5
Окончание таблицы 1
1
Модуль обработки
значений физических
величин, передаваемых в
бинарном протоколе
Модуль обработки
значений физических
величин, передаваемых
по протоколам семейства
МЭК
Модуль обработки
значений физических
величин, передаваемых
по протоколу Modbus
Модуль обработки
значений физических
величин, передаваемых
по протоколу Пирамида
Модуль формирования
расчетных схем и
контроля целостности
справочной информации
Модуль расчета
величины
рассинхронизации и
значений коррекции
времени
VerifyTime.dllMD5
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.
Лист № 4
Всего листов 14
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Измерительные компоненты
Метрологические
характеристики ИК
Номер ИК
Наименование объекта
ТТ
ТН
Счётчик
Вид электро-
энергии
Основная
погреш-
ность, %
Погреш-
ность в
рабочих
условиях,
%
1
ТЛМ-10-2У3
Кл. т. 0,5
200/5
НАМИ-10У2
Кл. т. 0,2
10000/100
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
активная
реактивная
±0,9
±2,4
±3,0
±5,3
2
КТП-1533 10/0,4 кВ,
РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1
-
СЭТ-4ТМ.03М.08
Кл. т. 0,2S/0,5
3
КТП-1534 10/0,4 кВ,
РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1
-
СЭТ-4ТМ.03М.08
Кл. т. 0,2S/0,5
4
Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.9
ПС 35/10 кВ
«Высокий Колок»,
оп. №191, ПКУ-10 кВ
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2
Кл. т. 0,2S
30/5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±3,7
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
1
3
4
5
6
7
8
2
ПС 110/10 кВ
«Александровка»,
КРУН-10 кВ,
1 с.ш. 10 кВ, яч.7
активная
±0,8
±3,0
ТТИ
Кл. т. 0,5
100/5
Т-0,66 У3
Кл. т. 0,5
100/5
реактивная
активная
реактивная
±2,2
±0,8
±2,2
±5,2
±3,0
±5,2
ЗНОЛПМ-10УХЛ2
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
ЗНОЛПМ-10УХЛ2
Кл. т. 0,2
10000:√3/100:√3
ЗНОЛПМ-10УХЛ2;
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
Лист № 5
Всего листов 14
5
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
6
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
7
Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.14
ПС 35/10 кВ «Правда»,
опора №41,
ПКУ №003-13 10 кВ
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2
Кл. т. 0,2S
50/5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
8
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
9
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
10
КТП-1635 10/0,4 кВ,
РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1
-
СЭТ-4ТМ.03М.09
Кл. т. 0,5S/1,0
11
КТП-1636 10/0,4 кВ,
РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1
-
СЭТ-4ТМ.03М.09
Кл. т. 0,5S/1,0
12
КТП-1669 10/0,4 кВ,
РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1
-
СЭТ-4ТМ.03М.09
Кл. т. 0,5S/1,0
Продолжение таблицы 2
1
5
678
активная ±1,0 ±3,1
2
ПС 35/10 кВ «Высокий
Колок», КРУН-10 кВ,
1 с.ш. 10 кВ, яч.14
ПС 35/10 кВ «Высокий
Колок», КРУН-10 кВ,
2 с.ш. 10 кВ, яч.22
3
ТОЛ-СЭЩ-10-21 У2
Кл. т. 0,2S
200/5
ТОЛ-10 УХЛ2
Кл. т. 0,5S
200/5
реактивная ±2,1 ±5,5
активная ±1,2 ±4,0
реактивная±2,8±6,7
активная±0,8±1,8
реактивная±1,8±3,7
активная±1,0±3,9
ПС 35/10 кВ «Правда»,
КРУН-10 кВ,
2 с.ш. 10 кВ, яч. 18
ПС 35/10 кВ «Правда»,
КРУН-10 кВ,
2 с.ш. 10 кВ, яч.19
4
НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл. т. 0,5
10000/100
НАМИТ-10-2 УХЛ2
Кл. т. 0,5
10000/100
ЗНОЛПМ-10УХЛ2
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
ЗНОЛПМ-10УХЛ2
Кл. т. 0,2
10000:√3/100:√3
ЗНОЛПМ-10УХЛ2;
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
НАМИ-10У2
Кл. т. 0,2
10000/100
НАМИ-10У2
Кл. т. 0,2
10000/100
реактивная ±2,6 ±6,7
активная ±1,0 ±3,8
реактивная ±2,6 ±6,6
активная ±1,0 ±3,8
реактивная ±2,4 ±6,6
активная ±1,0 ±3,8
ТЛМ-10-1(1) У2
Кл. т. 0,5S
150/5
ТЛМ-10-2 У3
Кл. т. 0,5
150/5
Т-0,66
Кл. т. 0,5
200/5
ТТИ-А
Кл. т. 0,5
200/5
Т-0,66 У3
Кл. т. 0,5
100/5
реактивная ±2,4 ±6,6
активная ±1,0 ±3,8
реактивная±2,4±6,6
Лист № 6
Всего листов 14
13
КТП-1634 10/0,4 кВ,
РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1
-
СЭТ-4ТМ.03М.09
Кл. т. 0,5S/1,0
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2
Кл. т. 0,5S
200/5
ЗНОЛПМ-10УХЛ2
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2
Кл. т. 0,5S
50/5
ЗНОЛПМ-10УХЛ2
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2
Кл. т. 0,5S
200/5
ЗНОЛПМ-10
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Продолжение таблицы 2
12
4
5
678
активная ±1,0 ±3,8
3
Т-0,66 У3
Кл. т. 0,5
100/5
ТОЛ-10-I-2 У2
Кл. т. 0,2S
100/5
ЗНОЛПМ-10УХЛ2
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
реактивная ±2,4 ±6,6
активная ±1,0 ±3,1
реактивная±2,1±5,5
15
активная±1,1±3,1
реактивная±2,7±5,4
16
активная±1,1±3,1
реактивная±2,7±5,4
17
активная±1,1±3,1
реактивная±2,7±5,4
активная±1,2±3,9
реактивная ±2,8 ±6,7
активная ±1,2 ±4,0
Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.3
14ПС 35/10 кВ «Крупская»,
опора №158, ПКУ-10 кВ
Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.18
ПС 35/10 кВ «Крупская»,
опора №А1/1,
ПКУ №096 10 кВ
Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.18
ПС 35/10 кВ «Крупская»,
опора №Г1,
ПКУ №093 10 кВ
Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.18
ПС 35/10 кВ "Крупская",
опора №А72,
ПКУ №095 10 кВ
ПС 35/10 кВ «Вишенка»,
18КРУН-10 кВ,
1 с.ш. 10 кВ, яч.1
ПС 35/10 кВ «Вишенка»,
19КРУН-10 кВ,
1 с.ш. 10 кВ, яч. 4
ПС 35/10 кВ «Вишенка»,
20КРУН-10 кВ,
1 с.ш. 10 кВ, яч.5
ТЛМ-10-2 У3
Кл. т. 0,5
100/5
ТЛМ-10-1(1) У2
Кл. т. 0,5S
150/5
ТЛМ-10-1(1) У2
Кл. т. 0,5
150/5
НАМИТ-10 У2
Кл. т. 0,5
10000/100
НАМИТ-10 У2
Кл. т. 0,5
10000/100
НАМИТ-10 У2
Кл. т. 0,5
10000/100
реактивная ±2,8 ±6,7
активная ±1,2 ±3,9
реактивная±2,8±6,7
Лист № 7
Всего листов 14
НТМИ-10-66 У3
Кл. т. 0,5
10000/100
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
23
Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.8
ПС 35/10 кВ
«Никольская-2», оп. №Д1,
ПКУ №117-13 10 кВ
ЗНОЛПМ-10УХЛ2
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
24
КТП-1656 10/0,4 кВ,
РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1
-
СЭТ-4ТМ.02.2
Кл. т. 0,5S/1,0
25
Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.0
ПС 35/10 кВ
«Никольская-1», оп. №К2,
ПКУ №116-13 10 кВ
ЗНОЛПМ-10УХЛ2
Кл. т. 0,5
10000:√3/100:√3
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Продолжение таблицы 2
12
4
5
678
ПС 35/10 кВ «Вишенка»,
21КРУН-10 кВ,
2 с.ш. 10 кВ, яч.9
активная±1,2±3,9
реактивная±2,8±6,7
ПС 35/10 кВ «Уткино»,
22КРУН-10 кВ,
с.ш. 10 кВ, яч.1
НАМИ-10 У2
Кл. т. 0,2
10000/100
активная±1,0±3,8
реактивная±2,6±6,6
активная±1,1±3,1
реактивная±2,7±5,4
активная±1,0±3,8
реактивная±2,4±6,6
3
ТЛМ-10-1(1) У2
Кл. т. 0,5
150/5
ТЛМ-10-2У3
Кл. т. 0,5
150/5
ТПЛ-10 У3
Кл. т. 0,5
150/5
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
Т-0,66
Кл. т. 0,5
100/5
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
активная±1,1±3,1
реактивная±2,7±5,4
Лист № 8
Всего листов 14
26
КТП-1654 10/0,4 кВ,
РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1
-
СЭТ-4ТМ.02.2
Кл. т. 0,5S/1,0
ТПЛ-10 У3
Кл. т. 0,5
200/5
НАМИТ-10-2 УХЛ2
Кл. т. 0,5
10000/100
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
СЭТ-4ТМ.03M
Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
-
СЭТ-4ТМ.03М.08
Кл. т. 0,2S/0,5
32
ПС 110/6/6/10 кВ «Клин»,
с.ш. 10 кВ, яч.4
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
33
ПС 110/6/6/10 кВ «Клин»,
ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.10
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
-
СЭТ-4ТМ.03М.09
Кл. т. 0,5S/1,0
ТПЛ-10-М-У2
Кл. т. 0,5
150/5
НАМИТ-10-2
Кл. т. 0,5
10000/100
СЭТ-4ТМ.02.2
Кл. т. 0,5S/1,0
Продолжение таблицы 2
12
4
5
3
Т-0,66
Кл. т. 0,5
200/5
678
активная ±1,0 ±3,8
реактивная±2,4±6,6
27
активная±1,2±3,9
реактивная±2,8±6,7
активная±0,9±3,0
реактивная ±2,4 ±5,3
активная ±1,2 ±4,0
НАМИ-10У2
Кл. т. 0,2
10000/100
НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл. т. 0,5
10000/100
НАМИ-10У2
Кл. т. 0,2
10000/100
реактивная ±2,8 ±9,3
активная ±1,0 ±3,8
ПС 35/10 кВ
«Новоспасская»,
КРУН-10 кВ,
2 с.ш. 10 кВ, яч.15
ВЛ 10 кВ яч.1
28ПС 110/10 кВ «Куроедово»,
опора №1, РВНО-10 кВ
ПС 110/35/10 кВ
29«Нагорная», КРУН-10 кВ,
1 с.ш. 10 кВ, яч.3
ПС 110/35/10 кВ
30«Нагорная», КРУН-10 кВ,
2 с.ш. 10 кВ, яч.8
КТП-630 кВА 10/0,4 кВ
31№039-П, РУ-0,4 кВ,
ввод 0,4 кВ Т-1
реактивная ±2,5 ±6,6
активная ±0,8 ±3,0
реактивная ±2,2 ±5,2
активная ±1,0 ±3,8
НАМИ-10У2
Кл. т. 0,2
10000/100
НАМИТ-10-1
Кл. т. 0,5
6000/100
реактивная ±2,6 ±6,6
активная ±1,2 ±3,9
ТЛМ-10-2 У3
Кл. т. 0,5
100/5
ТОЛ-СЭЩ-10-11
Кл. т. 0,5S
300/5
ТЛМ-10-1 У3
Кл. т. 0,5
100/5
Т-0,66УЗ
Кл. т. 0,5
1000/5
ТПОЛ-10 У3
Кл. т. 0,5
50/5
ТПЛ-10-К У2
Кл. т. 0,5
200/5
Т-0,66
Кл. т. 0,5
300/5
реактивная ±2,8 ±6,7
активная ±1,0 ±3,8
реактивная±2,4±6,6
35
КТП-63 кВА 10/0,4 кВ
34№515, РУ-0,4 кВ,
ввод 0,4 кВ Т-1
Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.4
ПС 110/35/10 кВ
«Барановка», опора №363,
РВНО-10 кВ
активная±1,2±3,9
реактивная±2,8±6,7
Лист № 9
Всего листов 14
НАМИТ-10-2 УХЛ2
Кл. т. 0,5
10000/100
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
активная
реактивная
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
39
КТП-П-60/10 10/0,23 кВ,
ввод Т-1 0,23 кВ
-
-
СЭБ-1ТМ.02М.03
Кл. т. 1,0/2,0
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
-
ПСЧ-3ТМ.05М.04
Кл. т. 1,0/2,0
-
СЭТ-4ТМ.03М.09
Кл. т. 0,5S/1,0
4
5
6
78
ПС 35/10 кВ
100/5
±1,2±3,9
±2,8±6,7
активная
±0,9±3,0
Продолжение таблицы 2
123
Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.2
ТЛМ-10-2 У3
36
«Мордовская Карагужа»,
Кл.
т.
0,5
опора №118, РВНО-10 кВ
ВЛ 10 кВ яч.2ТЛМ-10-2 У3
37ПС 35/10 кВ «Красный», Кл. т. 0,5
опора №50, РВНО-10 кВ50/5
ПС 110/35/10 кВТЛМ-10-1 У3
38«Верхозим», КРУН-10 кВ, Кл. т. 0,5
1 с.ш. 10 кВ, яч.10150/5
НАМИ-10У2
Кл. т. 0,2
10000/100
НТМИ-10-66У3
Кл. т. 0,5
10000/100
реактивная
активная
±2,4 ±5,3
±1,1 ±3,1
реактивная
активная
±2,7 ±5,3
±1,1 ±4,4
ПС 110/35/10 кВТЛМ-10-1 У3
40«Верхозим», КРУН-10 кВ, Кл. т. 0,5
2 с.ш. 10 кВ, яч.18150/5
НТМИ-10-66У3
Кл. т. 0,5
10000/100
реактивная
активная
±2,4 ±9,8
±1,1 ±3,1
ТП-467 6/0,4 кВ,
ввод Т-1 0,4 кВ
41-
реактивная
активная
±2,7 ±5,3
±1,1 ±4,4
42
Кл. т. 0,5
реактивная
активная
реактивная
±2,4 ±9,8
±1,0 ±3,8
ТП-464 6/0,4 кВ,
Т-0,66
ввод Т-1 0,4 кВ
200/5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с
±2,4 ±6,6
±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
j
= 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.
Лист № 10
Всего листов 14
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
- температура окружающей среды в месте расположения
сервера,
о
С
от 90 до 110
от 2(5) до 120
от 0,5
инд
. до 0,8
емк
.
от 49,6 до 50,4
от -40 до +70
от -40 до +65
Значение
42
от 98 до 102
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos
j
- температура окружающей среды,
о
С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН,
о
С
- температура окружающей среды в месте расположения
электросчетчиков,
о
С:
от +10 до +30
140000
165000
90000
90000
165000
140000
2
70000
1
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M
для электросчетчика СЭТ-4ТM.02.2
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03.01
для электросчетчика СЭБ-1ТM.02M.03
для электросчетчика ПСЧ-3ТM.05M.04
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
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
45
10
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.
Лист № 11
Всего листов 14
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;
-защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,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-измерительнуюкоммерческогоучётаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)
ОАО «Ульяновскнефть» (2-я очередь) типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ
и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Наименование
Тип
Рег. № СИ
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
1
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
2
ТЛМ-10-2У3
ТТИ
Т-0,66 У3
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2
ТОЛ-СЭЩ-10-21 У2
ТОЛ-10 УХЛ2
ТЛМ-10-1(1) У2
ТЛМ-10-2 У3
3
2473-69
28139-12
22656-07
32139-11
32139-06
7069-07
48923-12
2473-05
Количество,
шт.
4
5
3
12
3
2
2
7
8
Лист № 12
Всего листов 14
СЭТ-4ТM.03M.08
СЭТ-4ТM.03M.08
СЭТ-4ТM.03M
СЭТ-4ТM.03M.01
СЭТ-4ТM.03M.09
СЭТ-4ТM.03M.01
СЭТ-4ТM.03M
СЭТ-4ТM.02.2
СЭТ-4ТM.03.01
СЭТ-4ТM.03M.09
СЭБ-1ТM.02M.03
ПСЧ-3ТM.05M.04
2
Т-0,66
ТТИ-А
ТОЛ-10-I-2 У2
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2
ТПЛ-10 У3
ТОЛ-СЭЩ-10-11
ТПОЛ-10 У3
ТПЛ-10-К У2
ТПЛ-10-М-У2
ТЛМ-10-1 У3
НАМИ-10У2
ЗНОЛПМ-10УХЛ2
ЗНОЛПМ-10
НАМИ-10-95 УХЛ2
НАМИТ-10-2 УХЛ2
НАМИТ-10 У2
НАМИТ-10-1
НАМИТ-10-2
НАМИТ-10-2 УХЛ2
НАМИТ-10-2 УХЛ2
НТМИ-10-66У3
34
22656-07 15
28139-043
47959-113
51623-12 18
1276-59 4
51623-12 2
1261-02 2
2367-68 2
22192-07 2
2473-05 6
11094-87 7
46738-1121
46738-11 3
20186-05 2
16687-97 1
16687-97 1
16687-02 1
16687-02 1
16687-02 1
16687-07 1
831-693
36697-082
36697-121
36697-081
36697-0810
36697-124
36697-123
36697-1211
20175-013
27524-043
36697-082
47041-111
36354-071
1
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство синхронизации времени
Программное обеспечение
Сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ
Сервер сбора данных (СД) АИИС КУЭ
УСВ-1
«Пирамида 2000»
--
28716-051
-1
-1
-1
Лист № 13
Всего листов 14
Окончание таблицы 4
1
Методика поверки
Паспорт-Формуляр
234
МП 206.1-022-2018-1
РЭСС.411711.АИИС.526 ПФ-1
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-022-2018 «Система автоматизированная информационно-
измерительная 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.
Лист № 14
Всего листов 14
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измеренийэлектрической 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
Изготовитель
Акционерное общество «РЭС Групп» (АО «РЭС Групп»)
ИНН 3328489050
Юридический адрес: 600017, область Владимирская, город Владимир, улица Сакко
и Ванцетти, 23
Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Телефон/факс: 8(4922)22-21-62/8(4922)42-31-62
E-mail:
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Телефон/факс: (495) 437-55-77 / 437-56-66
E-mail:
Web-сайт:
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 39986-08 | Система измерительная количества теплоты ОАО "Евразруда" | Нет данных | ОАО "Евразруда", г.Новокузнецк | 1 год | Перейти |
| 56394-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Ляды" Свердловской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Пермского края | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 74053-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "ЛУКОЙЛ - Нижегороднефтеоргсинтез" | Нет данных | ООО "Энергометрология", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 63429-16 | Система измерений количества и показателей качества газового конденсата на объекте участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского газоконденсатного месторождения | Нет данных | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань | 2 года | Перейти |
| 60473-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО "Горняцкий водоканал" (вторая очередь) | Нет данных | ЗАО "Горняцкий водоканал", г.Горняк | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений