Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Тюменьэнерго" филиал "Когалымские электрические сети"
Номер в ГРСИ РФ: | 46303-10 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург |
46303-10: Описание типа СИ | Скачать | 119.4 КБ |
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 | 03.11.2024 |
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.