Главная Госреестр СИ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Ульяновскнефть" (2-я очередь)

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Ульяновскнефть" (2-я очередь), 70492-18

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.

Документы

Описание типа

Методика поверки

Карточка СИ

Номер в госреестре	70492-18
Наименование СИ	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Ульяновскнефть" (2-я очередь)
Изготовитель	АО "РЭС Групп", г.Владимир
Год регистрации	2018
МПИ (интервал между поверками)	4 года
Описание типа	скачать
Методика поверки	скачать

Назначение

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
о, е м о Я	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
2	РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1	ТТИ Кл. т. 0,5 100/5		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
3	РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1	Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 100/5		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	Отпайка от ВЛ 10 кВ яч.9 ПС 35/10 кВ	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
4	«Высокий Колок», оп. №191, ПКУ-10 кВ	ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 Кл. т. 0,2S 30/5		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	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0	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	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0	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	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0	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
10	РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1	Т-0,66 Кл. т. 0,5 200/5		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
11	РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1	ТТИ-А Кл. т. 0,5 200/5		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
12	РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1	Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 100/5		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
26	РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1	Т-0,66 Кл. т. 0,5 200/5		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
27	КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.15	ТПЛ-10 У3 Кл. т. 0,5 200/5	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100	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	СЭТ-4ТМ.03M Кл. т. 0,2S/0,5	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	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0	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
32	с.ш. 10 кВ, яч.4	ТПОЛ-10 У3 Кл. т. 0,5 50/5	НАМИ-10У2 Кл. т. 0,2 10000/100	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
33	ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.10	ТПЛ-10-К У2 Кл. т. 0,5 200/5	НАМИТ-10-1 Кл. т. 0,5 6000/100	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
35	«Барановка», опора №363, РВНО-10 кВ	ТПЛ-10-М-У2 Кл. т. 0,5 150/5	НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 10000/100	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
36	«Мордовская Карагужа», опора № 118, РВНО-10 кВ	ТЛМ-10-2 У3 Кл. т. 0,5 100/5	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100	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	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5	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	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5	реактивная	±2,7	±5,3
39	КТП-П-60/10 10/0,23 кВ,			СЭБ-1ТМ.02М.03	активная	±1,1	±4,4
39	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	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5	реактивная	±2,7	±5,3
41	ТП-467 6/0,4 кВ,			ПСЧ-3ТМ.05М.04	активная	±1,1	±4,4
41	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
42	ввод Т-1 0,4 кВ	Т-0,66 Кл. т. 0,5 200/5		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.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