|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Татэнергосбыт" седьмая очередь |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "ЭнергоСервисСпец", г.Казань |
| 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.№ 09 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» седьмая очередь (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов, передачи информации в центр сбора и обработки информации ОАО «Татэнергосбыт» и другим заинтересованным организациям в согласованных форматах.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-ти минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-ти минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
-периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии и значениях электроэнергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 минут и данных о состоянии средств измерений;
-хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
-передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные места (АРМы);
-предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны сервера ОАО «Сетевая компания»;
-обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей доступа и т.п.);
-диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
-обеспечение подготовки данных об измеренных величинах и о состоянии средств измерений в заранее согласованных XML форматах (макетах) для передачи их по электронной почте участникам Оптового Рынка Электрической Энергии и Мощности (ОРЭМ), а так же приемки по электронной почте аналогичных макетов от АИИС КУЭ смежных участников ОРЭМ с последующей загрузкой полученных данных в специализированную базу данных АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт». Состав данных в макетах – результаты измерений и состояние средств измерений (формируются разными макетами).
-конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» включает в себя следующие уровни.
Первый уровень включает в себя измерительно-информационные комплексы (ИИК) и выполняет функцию автоматического проведения измерений в точках измерений. В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии (далее – счетчики), установленные на объектах, указанных в таблице 12.
Второй уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) и выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входят устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе «Сикон С1» (Госреестр №15236-03) и «Сикон С70» (Госреестр №28822-05), обеспечивающий интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы), УСПД предназначены для сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на уровень ИВК (АРМ).
Третий уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении) «ИКМ-Пирамида» (Госреестр №45270-10); технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); устройство синхронизации системного времени типа УСВ-2 (Госреестр№41681-10); технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей и программное обеспечение (ПО) "Пирамида 2000".
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, отправки/приема информации о результатах измерений и состояниях средств измерений в виде макетов XML форматах по электронной почте от других участников (другим участникам) ОРЭМ, подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.
В ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивается автоматическая синхронизация времени встроенных часов во всех средствах измерений, подключенных к ИВК «ИКМ-Пирамида», входящих в измерительный канал, с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Ведение системы единого времени (измерение времени, синхронизация времени, коррекция времени), возможность автоматической синхронизации по сигналам проверки времени обеспечена подключением к ИВК устройства синхронизации времени УСВ-2. Сличение времени ИВК, УСПД и счетчиков осуществляется один раз в сутки. Коррекция системного времени производится не реже одного раза в сутки, при достижении расхождения времени ИВК, УСПД и счетчиков ± 2 с. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.
Описание метрологических и технических характеристик ИИК, по которым производятся коммерческие расчеты на ОРЭМ, и которые включены в АИИС КУЭ смежных субъектов ОРЭМ по отношению к ОАО «Татэнергосбыт», приведены в приложениях (описании типов средств измерений) свидетельств об утверждении типов средств измерений данных АИИС КУЭ. Номера Госреестра по каждой АИИС КУЭ смежных субъектов ОРЭМ приведены в таблице 13.
АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
активной (реактивной) электроэнергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу электроэнергии;
средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
календарного времени и интервалов времени.
Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме фиксируется в энергонезависимой базе данных электросчетчиков, УСПД и ИВК.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках, УСПД и ИВК хранится служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы электропитания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ и другим участникам ОРЭМ.
В АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи (вторичным измерительным цепям) поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока в микропроцессорах счетчиков вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за этот период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Все электросчетчики обеспечивают ведение астрономического календаря, с возможностью коррекции текущего времени с верхнего уровня. Точность хода часов ± 3 с.
Измерительная информация сохраняется в энергонезависимой памяти электросчетчиков.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступаетпо запросу или в автоматическом режиме на входы УСПД где осуществляется хранение измерительной информации, ее дальнейшая обработка, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача накопленных данных по различным каналам связи (выделенным, GSM, КСПД и др.) на верхний уровень системы (ИВК). УСПД обеспечивают ведение астрономического календаря, с возможностью коррекции текущего времени с верхнего уровня. Точность хода часов ± 2 с.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача/прием информации в организации –участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК «ИКМ-Пирамида» через интернет провайдера.
Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Информация от смежных участников оптового рынка электроэнергии по измерениям передается в ИВК посредством электронной почты в согласованных зараннее форматах (макетах типа 80020) и в дальнейшем используется при формировании отчетных данных с помощью ПО «Пирамида 200» при условии, что смежные системы АИИС КУЭ соответствуют всем требованиям, предъявляемым к информационно измерительным системам, которые могут использоваться для коммерческих расчетов на ОРЭМ. Каждой такой точке измерения присваивается свой индивидуальный номер, который позволяет однозначно идентифицировать соответствующую точку измерений и использовать полученную информацию для обработки, хранения и передачи заинтересованным пользователям АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт».
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт», являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
|
| Программное обеспечение |
В АИИС КУЭ используется програмное обеспечение «Пирамида 2000».
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблицах с 1 по 10.
Таблица 1
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 | | Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
Таблица 2
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f | | Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
Таблица 3
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac | | Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
Таблица 4
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 | | Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
Таблица 5
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 | | Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
Таблица 6
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f | | Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
Таблица 7
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 | | Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
Таблица 8
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f | | Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
Таблица 9
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 | | Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
Таблица 10
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 | | Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО – MD5.
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений – высокий (в соответствии с Р 50.2.077-2014).
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав ИИК и метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 11, 12.
Таблица 11
| Параметр | Значение | | Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электрической энергии | Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 12 | | Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В
частота, Гц | 220± 22; 50 ± 1 | | Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °С
трансформаторов тока и напряжения, °С |
от минус 40 до 60;
от минус 40 до 50 | | Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 | | Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | 25-100 | | Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % | 0,25 | | Первичные номинальные напряжения, кВ | 220; 110; 35 | | Первичные номинальные токи, кА | 2; 1,2; 1; 0,6; 0,3; 0,15 | | Номинальное вторичное напряжение, В | 100 | | Номинальный вторичный ток, А | 1; 5 | | Количество точек учета (ИИК) шт. | 13 | | Интервал задания границ тарифных зон, минут | 30 | | Пределы допускаемой абсолютной погрешности хода часов, не более, секунд в сутки | ±5 | | Средний срок службы системы, лет | 15 |
Таблица 12
| №п/п
| Наименование объекта и ИИК
| Состав измерительного канала | Вид измеря-емой энергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | ОАО «Татэнергосбыт» - ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Урала (по сетям Оренбургской области) | | 1 | ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10) ВЛ 220 кВ Бугульма-Михайловская | ТФНД-220 -1; Коэфф. тр. 1200/1 КТ 0,5
Госреестр № 3694-73 | НКФ-220-58; КТ 0,5 Коэфф. тр. 220000/100,
№Гос. р. 14626-06 | СЭТ -4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-08 | СИКОН С70Госреестр № 28822-05 | активная
реактивная | ±0,8 | ±1,9 | | 2 | ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10) ВЛ 220 кВ Бугульма-Михайловская (резерв) | ТФНД-220 -1; Коэфф. тр. 1200/1 КТ 0,5
Госреестр № 3694-73 | НКФ-220-58; КТ 0,5 Коэфф. тр. 220000/100,
№Гос. р. 14626-06 | СЭТ -4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-12 | СИКОН С70Госреестр № 28822-05 | активная
реактивная | ±0,8 | ±1,9 | | 3 | ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10) ВЛ 220 кВ Бугульма-Северная | ТФНД-220 -1; Коэфф. тр. 600/1 КТ 0,5
Госреестр № 3694-73 | НКФ-220-58; КТ 0,5 Коэфф. тр. 220000/100,
№Гос. р. 14626-06 | СЭТ -4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-08 | СИКОН С70Госреестр № 28822-05 | активная
реактивная | ±0,8 | ±1,9 | | 4 | ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10) ВЛ 220 кВ Бугульма-Северная (резерв) | ТФНД-220 -1; Коэфф. тр. 600/1 КТ 0,5
Госреестр № 3694-73 | НКФ-220-58; КТ 0,5 Коэфф. тр. 220000/100,
№Гос. р. 14626-06 | СЭТ -4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-12 | СИКОН С70Госреестр № 28822-05 | активная
реактивная | ±0,8 | ±1,9 | | 5 | ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10) ОВ-220 кВ | ТФНД-220 -1; Коэфф. тр. 2000/1 КТ 0,5
Госреестр № 3694-73 | НКФ-220-58; КТ 0,5 Коэфф. тр. 220000/100,
№Гос. р. 14626-06 | СЭТ -4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-08 | СИКОН С70Госреестр № 28822-05 | активная
реактивная | ±0,8 | ±1,9 |
Продолжение таблицы 12
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 6 | ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10) ОВ-220 кВ (резерв) | ТФНД-220 -1; Коэфф. тр. 2000/1 КТ 0,5
Госреестр № 3694-73 | НКФ-220-58; КТ 0,5 Коэфф. тр. 220000/100,
№Гос. р. 14626-06 | СЭТ -4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-12 | СИКОН С70Госреестр № 28822-05 | активная
реактивная | ±0,8 | ±1,9 | | ОАО «Татэнергосбыт» - ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Урала (по сетям Кировской области) | | 7 | ПС Кутлу-Букаш 220 (220/110/35/6) ВЛ 220 кВ Кутлу-Букаш-Вятские Поляны | ТОГФ-220 КТ 0,2S Ктт=1000/5
Госреестр № 46527-11 | ЗНГ-УЭТМ КТ 0,2 Ктт= 220000/100
Госреестр № 53343-13 | СЭТ -4ТМ.03МКТ 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-12 | СИКОН С70Госреестр № 28822-05 | активная
реактивная | ±0,7 | ±1,8 | | ОАО «Татэнергосбыт» - ОАО «Ульяновскэнерго» | | 8 | ПС Раково ВЛ-110 кВ Раково-Ишеевка | ТФЗМ-110БКТ 0,5 Ктт=300/5
Госреестр № 24811-03 | НКФ-110- 83У1 КТ 0,5 Ктт= 110000/100
Госреестр № 1188-84 | СЭТ -4ТМ.03МКТ 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-12 | СИКОН С70Госреестр № 28822-05 | активная
реактивная | ±0,8 | ±1,9 | | 9 | ПС Раково ВЛ-110 кВ Раково-Ишеевка (резерв) | ТФЗМ-110БКТ 0,5 Ктт=300/5
Госреестр № 24811-03 | НКФ-110- 83У1 КТ 0,5 Ктт= 110000/100
Госреестр № 1188-84 | СЭТ -4ТМ.02.2КТ 0,5/1,0 Госреестр № 20175-01 | СИКОН С70Госреестр № 28822-05 | активная
реактивная | ±1,0 | ±2,1 | | 10 | ПС Болгары ВЛ-110 кВ Болгары-Кр.Река с заходом на ПС Матвеевка и отпайкой на ПС Жедяевка | TG КТ 0,2S Ктт=300/5
Госреестр № 30489-09 | ЗНГ КТ 0,2 Ктт= 110000/100
Госреестр № 41794-09 | СЭТ -4ТМ.03МКТ 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-12 | СИКОН С70Госреестр № 28822-05 | активная
реактивная | ±0,8 | ±1,9 |
Продолжение таблицы 12
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 11 | ПС Болгары ВЛ-110 кВ Болгары-Кр.Река с заходом на ПС Матвеевка и отпайкой на ПС Жедяевка (резерв) | TG КТ 0,2S Ктт=300/5
Госреестр № 30489-09 | ЗНГ КТ 0,2 Ктт= 110000/100
Госреестр № 41794-09 | СЭТ -4ТМ.03МКТ 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-12 | СИКОН С70Госреестр № 28822-05 | активная
реактивная | ±0,8 | ±1,9 | | 12 | ПС Иске-Рязап ВЛ-35 кВ Иске-Рязап - Тиинск с заходом на ПС Хмелевка | ТФЗМ-35А-У1КТ 0,5 Ктт=150/5
Госреестр № 26417-06 | ЗНОМ-35-65У1 КТ 0,5 Ктт= 35000/100
Госреестр № 912-70 | СЭТ -4ТМ.03МКТ 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-12 | СИКОН С1Госреестр № 15236-03 | активная
реактивная | ±0,8 | ±1,9 | | 13 | ПС Иске-Рязап ВЛ-35 кВ Иске-Рязап - Тиинск с заходом на ПС Хмелевка (резерв) | ТФЗМ-35А-У1КТ 0,5 Ктт=150/5
Госреестр № 26417-06 | ЗНОМ-35-65У1 КТ 0,5 Ктт= 35000/100
Госреестр № 912-70 | СЭТ -4ТМ.03МКТ 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-12 | СИКОН С1Госреестр №15236-03 | активная
реактивная | ±0,8 | ±1,9 |
Таблица 13
| Данные, поступающие с автоматизированных информационно-измерительных систем учета смежных участников ОРЭМ | | № пп. | Наименование точки измерений | Наименование системы, номер Госреестра | | 1 | 2 | 3 | | ОАО «Татэнергосбыт» - ФСК ЕЭС МЭС Урала | | 1 | ПС Удмуртская-500
ВЛ-500 кВ Удмуртская – Кармановская ГРЭС | Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из системы автоматизированной информационно- измерительной для коммерческого учета электроэнергии "ПС 500 кВ. Удмуртская" регистрационный № 46469-10. | | 2 | ПС Удмуртская-500
ВЛ-500 кВ Удмуртская –Елабуга | | ОАО «Татэнергосбыт» - ФСК ЕЭС МЭС Урала (по сетям Кировской области) | | 3 | ПС В.Поляны-220
ВЛ-110 кВ В.Поляны-Каенсар | Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из системы автоматизированной информационно- измерительной коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/10 кВ «Вятские Поляны» - АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Вятские Поляны» регистрационный №42028-09. | | 4 | ПС В.Поляны-220
ОВ-110 кВ |
Примечания:
Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение от 0,98·Uном до 1,02 ·Uном;
•сила тока от Iном до 1,2· Iном, cosφ=0,9 инд;
•температура окружающей среды (20 ± 5) °С;
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
напряжение питающей сети от 0,9· Uном до 1,1 ·Uном;
сила тока от 0,05· Iном до 1,2 ·Iном ;
температура окружающей среды:
для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ от минус 40 °С до 60 °С;
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
для сервера от 10 до 40 °С,
для УСПД от минус 10 °С до 40 °С.
Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 12. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно МИ 2999-2011. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. После замены измерительных компонентов и восстановления ИК предъявить ИК на внеочередную поверку.
Для разных сочетаний классов точности измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии пределы допускаемых относительных погрешностей измерения энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации рассчитываются согласно алгоритмам, приведенным в «Методике поверки» АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» седьмая очередь».
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (δр), рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
, где
δp - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;
δэ - пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.12 измерения электроэнергии, в %;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Ке - внутренняя константа счетчика (величина, эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт∙ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
где∆t - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах);
Тcр - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Надежность применяемых в системе компонентов:
электросчетчик – среднее время наработки на отказ не менее Т= 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т= 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=1 ч;
ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т= 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=1 ч.
Надежность системных решений:
Резервирование питания электросчетчиков от цепей переменного тока 220в, УСПД и ИВК с помощью источника бесперебойного питания и устройств АВР ;
Резервирование каналов связи: информация о результатах измерений и состоянии средств измерений может передаваться/приниматься в/от организации-участники ОРЭМ по коммутируемым каналам связи, GSM и по электронной почте;
Регистрация событий:
В журнале событий счетчика;
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Журнал УСПД:
- параметрирования;
- коррекция времени в счетчике и УСПД;
- пропадания напряжения.
|
| Комплектность | Комплект поставки приведен в табл 14.
Таблица 14
| № п/п | Наименование | Тип | № Госреестра | Количествошт. | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | | 1 | Трансформаторы тока | ТФНД-220-1 | 3694-73 | 12 | | 2 | Трансформаторы тока | ТФЗМ-110Б | 24811-03 | 3 | | 3 | Трансформаторы тока | TG | 30489-09 | 3 | | 4 | Трансформаторы тока | ТФЗМ-35А-У1 | 26417-06 | 3 | | 5 | Трансформаторы тока | ТОГФ-220 | 46527-11 | 3 | | 6 | Трансформаторы напряжения | НКФ-220-58 | 14626-06 | 1 | | 7 | Трансформаторы напряжения антирезонансные элегазовые | ЗНГ-УЭТМ | 53343-13 | 1 | | 8 | Трансформаторы напряжения | НКФ-110- 83У1 | 1188-84 | 1 | | 9 | Трансформаторы напряжения элегазовые | ЗНГ | 41794-09 | 1 | | 10 | Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-35-65У1 | 912-70 | 1 | | 11 | Счётчики электрической энергии многофункциональные
многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 5 | | 12 | Счётчики электрической энергии многофункциональные
многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 7 | | 13 | Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные
многофункциональные | СЭТ-4ТМ.02 | 20175-01 | 1 | | 14 | Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С1 | 15236-03 | 1 | | 15 | Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С70 | 28822-05 | 4 | | 16 | Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-09 | 1 | | 17 | Комплексы информационно-вычислительные | ИКМ «Пирамида» | 45270-10 | 1 | | 18 | Программное обеспечение | "Пирамида 2000" | | 1 | | 19 | Методика поверки ТЭС 055.215.00.07.00 МП | | | 1 | | 20 | Формуляр | | | 1 | | 21 | Руководство по эксплуатации | | | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу ТЭС 055.215.00.07.00 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» седьмая очередь. Методика поверки», утвержденному ФБУ «ЦСМ Татарстан» 29.01.2016 г.
Перечень основных средств поверки:
средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
средства поверки УСВ-2 в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИИФТРИ в 2004г.
средства поверки контроллеров УСПД «СИКОН С1» в соответствии с методикой поверки «Контроллеры сетевые индустриальные. СИКОН С1. Методика поверки» ВЛСТ166.00.000 И1, утвержденной в 2003 г.;
- средства поверки контроллеров УСПД «СИКОН С70» в соответствии с методикой поверки «ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденной в 2005 г.
радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы «Глонас»,GlobalPositioningSystem (GPS). (Госреестр № 27008-04).
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» седьмая очередь
ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общиетехнические условия.
ГОСТ 8.596-2002. Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплес стандартов на автоматизированные системы. Стадии создания.
|
| Заявитель | ООО «ЭнергоСервисСпец» Адрес:420030, РТ, г. Казань, ул. Большая, д. 80
ИНН 1656067995
|
| Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Республике Татарстан» (ФБУ «ЦСМ Татарстан»)
Юридический адрес: 420029, РТ, г. Казань, ул.Журналистов, 24
Тел./факс: (843) 291-08-33
Аттестат аккредитации ФБУ «ЦСМ Татарстан» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310659 от 13.05.2015 г.
|
