46303-10: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Тюменьэнерго" филиал "Когалымские электрические сети" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Тюменьэнерго" филиал "Когалымские электрические сети"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 46303-10
Производитель / заявитель: ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург
Скачать
46303-10: Описание типа СИ Скачать 119.4 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Тюменьэнерго" филиал "Когалымские электрические сети" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 46303-10
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Тюменьэнерго" филиал "Когалымские электрические сети"
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2010
Страна-производитель  Россия 
Центр сертификации СИ
Наименование центра ГЦИ СИ ВНИИМС
Адрес центра 119361, г.Москва, Озерная ул., 46
Руководитель центра Кононогов Сергей Алексеевич
Телефон (8*095) 437-55-77
Факс 437-56-66
Информация о сертификате
Срок действия сертификата . .
Номер сертификата 41908
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е
Дата протокола 03д5 от 29.07.10 п.134
Производитель / Заявитель

ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург

 Россия 

620062, пр.Ленина д.95, кв.16. Тел. (343) 376-28-20 Факс 376-28-30, (620102, ул.Волгоградская, 194а) www.prosoftsystems.ru, E-mail: info@prosoftsystems.ru

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 22.12.2024

Поверители

Скачать

46303-10: Описание типа СИ Скачать 119.4 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Тюменьэнерго» филиал «Когалымские электрические сети» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, переданной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Тюменьэнерго» филиал «Когалымские электрические сети»; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

АИИС КУЭ ОАО «Тюменьэнерго» филиал «Когалымские электрические сети» решает следующие задачи:

- автоматическое выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;

- периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;

- автоматическое сохранение 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 рабочие места (АРМы);

- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни;

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, напряжения (TH) класса точности 0,5 и по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ классов точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 30206-94 для активной электроэнергии и 0,5 и 1,0 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, счетчики Альфа А1800 классов точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии и 0,5 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (39 точек измерений).

2-й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе «ЭКОМ-3000».

3-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные фазные 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 по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на третий уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройства синхронизации системного времени (УССВ), таймеры УСПД, сервера БД и счетчиков. Время УСПД синхронизировано с временем УССВ, погрешность синхронизации не более ±10 мс. Сличение времени сервера БД с временем ЭКОМ 3000 Зав. № 07092487 осуществляется один раз в час, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±1 с. Сличение времени счетчиков СЭТ-4ТМ с временем УСПД ЭКОМ 3000 осуществляется один раз в час, корректировка времени счетчиков происходит не чаще, чем раз в сутки при расхождении со временем УСПД ±3 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Метрологические характеристики ИК

Наименование объекта и номер точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Логрешностт в рабочих условиях, %

1

ПС 110/35/6 кВ «Русскинская», ВЛ-35 «Икилор-1»

ТФЗМ-35А 150/5 Кл. т. 0,5

Зав. № 45633 Зав. № 47244

3HOM-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 1350586 Зав. № 1354596 Зав. № 1350623

A1802RAL-QV-P4-GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. №01197432

ЭКОМ-3000

Зав. № 07092488

Активная,

Реактивная

± 1,1

± 2,6

±3,0

±4,6

2

ПС 110/35/6 кВ «Русскинская», ВЛ-35 «Икилор-2»

ТФЗМ 35А 150/5 Кл. т. 0,5

Зав. № 45607 Зав. № 45606

3HOM-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 1362209 Зав. № 1362200 Зав. № 1362206

A1802RAL-QV-P4-GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. №01197430

3

ПС 110/35/6 кВ «Русскинская», В-6 1Т

ТЛМ-10 1000/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 4652 Зав. № 4646

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 12422

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0104072023

ПС 110/35/6 кВ 4 «Русскинская», В-6 2Т

ТЛМ-10 1000/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 6858 Зав. № 3026

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № СВАН

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. №0104070188

ПС 110/35/6 кВ

5 «Русскинская» ТСН-1

ТОП-0,66 100/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 76055 Зав. № 78905 Зав. №78129

СЭТ-4ТМ.03.08

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. №0103070129

Активная,

Реактивная

±0,8

+ 2,1

±2,9

±4,5

6

ПС 110/35/6 кВ «Русскинская» ТСН-2

ТОП-0,66 100/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 583 Зав. № 532 Зав. № 16810

СЭТ-4ТМ.03.08

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. №0103070121

7

ПС 110/35/6 кВ «Омичка», В-35 «Чайка-1»

ТФЗМ 35А 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 40922 Зав. № 42053

НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 660

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,5S/l,0

Зав. № 0805090065

ЭКОМ-3000

Зав. № 07092486

Активная,

Реактивная

± 1,2

±2,7

±3,3

±5,3

8

ПС 110/35/6 кВ «Омичка», В-35 «Чайка-2»

ТФЗМ-35А 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 71475 Зав. №71482

НАМИТ-35 35000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 78

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,5S/l,0

Зав. № 0805090008

Наименование объекта и номер точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

9

ПС 110/35/6 кВ «Омичка», В-6 1Т

ТЛК-10-6-УЗ 150/5

Кл. т. 0,5

Зав. № 17703

Зав. № 17607

НАМИТ-10-2

УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 0076

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,5S/l,0

Зав. № 0805090022

Активная,

± 1,2

±3,3

10

ПС 110/35/6 кВ «Омичка», В-6 2Т

ТЛК-10-6-УЗ 150/5

Кл. т. 0,5

Зав. № 00034

Зав. № 00005

НАМИТ-10-2

УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 1044

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,5S/l,0

Зав. № 0805090907

Реактивная

±2,7

±5,3

11

ПС 110/35/6 кВ «Омичка»

ТСН-1

Т-0,66 УЗ 100/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 80000 Зав. № 80096 Зав. № 02353

СЭТ-4ТМ.03.08

Кл. т. 0,5S/l,0

Зав. № 0811081956

Активная,

± 1,0

±3,2

12

ПС 110/35/6 кВ «Омичка» ТСН-2

Т-0,66 УЗ 100/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 80025 Зав. № 02348 Зав. № 53950

СЭТ-4ТМ.03.08

Кл. т. 0,5S/l,0

Зав. № 0806090926

ЭКОМ-3000

Зав. №

Реактивная

±2,4

±5,2

13

ПС 110/35/6 кВ «Омичка», В-35 1Т

ТФЗМ-35А 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. №43961 Зав. №42601

НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 660

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,5/1,0

Зав. № 0805090777

07092486

Активная,

± 1,2

+ 3,3

14

ПС 110/35/6 кВ «Омичка», В-35 2Т

ТФЗМ-35А 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. №40091 Зав. № 39088

НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 78

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,5/1,0

Зав. № 0805090771

Реактивная

±2,7

±5,3

15

ПС 110/35/6 кВ «Омичка» ITCH

Т-0,66 УЗ 300/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 65602 Зав. № 67842 Зав. № 12867

СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,5/1,0

Зав. № 0806090724

Активная,

+ 1,0

±3,2

16

ПС 110/35/6 кВ «Омичка» 2ТСН

Т-0,66 УЗ 300/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 13659 Зав. № 58087 Зав. № 96458

СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,5/1,0

Зав. № 0811080625

Реактивная

±2,4

±5,2

Наименование объекта и номер точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, °/о

17

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-35 фид. №4

ТВЭ-35 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. №3316 Зав. № 3309

НАМИ-35 35000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 346

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2/0,5

Зав. № 0106066033

ЭКОМ-3000

Зав. № 07092487

Активная,

Реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

18

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-35 фид. №5

ТВЭ-35 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 3328 Зав. № 3326 Зав. № 3324

НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 339

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2/0,5

Зав. № 0106066018

19

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №17

ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5

Зав. №3011 Зав. № 4982

НАМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 596

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,5/1,0

Зав. № 0103071005

Активная,

Реактивная

± 1,2

±2,7

±3,3

±5,3

20

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №19

ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 6096 Зав. № 5063

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0120070327

Активная,

Реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

21

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №20

ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 5040 Зав. № 4936

НАМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 615

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0805090855

22

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №21

ТОЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5

Зав. № 7993 Зав. № 8280

НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 596

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0805090784

23

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №23

ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 1093 Зав. № 1071

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0106066097

24

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №24

ТОЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 7986 Зав. № 2179

НАМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 615

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0104071028

25

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №25

ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 5036 Зав. № 6117

НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 596

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0805090791

Наименование объекта и номер точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

26

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №26

ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. №2816 Зав. № 1162

НАМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. №615

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0104071004

27

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №27

ТОЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 57829 Зав. №8518

НАМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 596

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0106066056

28

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №30

ТОЛ-10 300/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 4692 Зав. № 6797

НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. №615

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0104070145

29

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №32

ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 2062 Зав. № 1897

НАМИ-10 10000/100/100:3

Кл. т. 0,5

Зав. №615

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0104070105

30

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №33

ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 554 Зав. № 2835

НАМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 596

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0104070084

эком-3000 Зав. № 07092487

Активная,

Реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

31

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №34

ТОЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Зав. №29125 Зав. №31761

НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. №615

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0104071148

32

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №37

ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 8067 Зав. № 2900

НАМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 596

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0104071132

33

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №38

ТОЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 7975 Зав. №6315

НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 615

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0104071208

34

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №42

ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. №3019 Зав. № 4942

НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 615

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0104071176

Окончание таблицы 1

Наименование объекта и номер точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

35

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №43

ТОЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 7999 Зав. № 7982

НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 596

СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5

Кл. т. Зав. № 0805091159

ЭКОМ-3000 Зав. № 07092487

Активная,

Реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

36

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», ITCH

Т-0,66 УЗ 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. №31167 Зав. № 16402 Зав. № 29242

СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0811080715

Активная,

Реактивная

±0,8

±2,1

±2,9

±4,5

37

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», 2ТСН

Т-0,66 УЗ 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. №4818 Зав. № 4206 Зав. № 66302

СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0811082018

38

ПС 110/35/10 кВ «Нефтепроводная», В-35 фид. №1

ТФЗМ-35 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 42055 Зав. № 14628

НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 661

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2/0,5

Зав. № 0104071161

ЭКОМ-3000 Зав. № 07092485

Активная,

Реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

39

ПС 110/35/10 кВ «Нефтепроводная», В-35 фид. №4

ТФЗМ-35 300/5 К л. т. 0,5 Зав. № 39256 Зав. № 39287

НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 664

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2/0,5

Зав. № 0120070678

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 ч- 1,02) UhomS ток (1 ч-1,2) 1ном> cos<p = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды (20 ± 5) °C.

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 ч-1,1) Ином; ток (0,05ч- 1,2) IhomS cosq> от 0,5 инд до 0,8 емк ;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °C, для счетчиков от минус 40 до + 60 °C; для УСПД от минус 10 до + 50 °C и сервера от + 15 до + 35 °C;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosq> = 0,8 инд; температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до + 40 °C;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ классов точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 30206-94 для активной электроэнергии и 0,5 и 1,0 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, счетчики Альфа А1800 классов точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии и 0,5 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.

Надежность применяемых в системе компонентов:

счетчик СЭТ-4ТМ - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 7 суток;

счетчик Альфа А1800- среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 7 суток;

УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 0,5 ч;

сервер - параметры надежности: коэффициент готовности Кг = 0,99, среднее время восстановления работоспособности tB = 30 мин;.

Надежность системных решений:

резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

журнал счётчика:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике;

журнал УСПД:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и УСПД;

пропадание и восстановление связи со счетчиком;

выключение и включение УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

электросчётчика;

испытательной коробки;

УСПД;

сервера;

защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании: электросчетчика, УСПД, сервера.

Возможность коррекции времени в:

электросчетчиках (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована);

ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

один раз в сутки (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

электросчетчик СЭТ-4ТМ, Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД ЭКОМ-ЗООО - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу -50 сут (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тюменьэнерго» филиал «Когалымские электрические сети».

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тюменьэнерго» филиал «Когалымские электрические сети» определяется проектной документацией на систему.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тюменьэнерго» филиал «Когалымские электрические сети». Методика поверки. 55181848.422222.075.МП», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2010 г. Межповерочный интервал - 4 года.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторы напряжения - по МИ 2925-2005;

- счетчики СЭТ-4ТМ - по методике поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1;

- счетчики Альфа А1800 - по методике поверки «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки» МП-2203-0042-2006;

- УСПД ЭКОМ-ЗООО - по методике поверки «ГСИ. Программно-технический измерительный комплекс ЭКОМ. Методика поверки. МП 26-262-99».

Приемник сигналов службы точного времени.

Нормативные документы

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

ГОСТ 22261-94

ГОСТ 26035-83

ГОСТ 30206-94

ГОСТ 34.601-90

ГОСТ 7746-2001

ГОСТ Р 8.596-2002

технические условия».

«Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

«Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».

«Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S)».

«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

«ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

МИ 3000-2006 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тюменьэнерго» филиал «Когалымские электрические сети» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации в соответствии с государственными поверочными схемами.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Для измерений активной и реактивной электроэнергии, выработанной и переданной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО "Каменск-Уральский металлургический завод"; сбора, обработки, хранения и передачи полученной ин...
Default ALL-Pribors Device Photo
46306-10
9-A-7736 Изделие
ФГУП "НИИ прикладной акустики", г.Дубна
Спецраздел.
Default ALL-Pribors Device Photo
46307-10
ВТС-1 Системы высокоскоростные телевизионные
ФКП "НТИИМ", г.Нижний Тагил
Спецраздел.
Default ALL-Pribors Device Photo
46308-10
БАМ-М Мишени баллистические артиллерийские
ФКП "НТИИМ", г.Нижний Тагил
Спецраздел.