Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "СН-МНГ" Подстанции 110/35/6 кВ с Изменением №1, №2
Номер в ГРСИ РФ: | 48251-13 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "НПО "Мир", г.Омск |
48251-13: Описание типа СИ | Скачать | 111.3 КБ |
Для измерения активной и реактивной энергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО "СН-МНГ" Подстанции 110/35/6 кВ, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы используются для коммерческих расчетов.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 48251-13 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "СН-МНГ" Подстанции 110/35/6 кВ с Изменением №1, №2 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2013 |
Страна-производитель | Россия |
Примечание | 26.11.2014 заменен на 48251-1418.12.2013 утвержден вместо 48251-13 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 1482 п. 56 от 18.12.2013Приказ 953 п. 62 от 23.08.2013Приказ 6320 от 22.11.11 п.18 |
Производитель / Заявитель
ООО "НПО "Мир", г.Омск
Россия
644105, ул.Герцена, 51, тел. (3812) 61-95-75, 26-45-02, 61-81-67 (644105, ул.Успешная, 51, тел. 61-90-82, 61-99-74, факс 61-81-76, 61-64-69) www.mir-omsk.ru, E-mail: mir@omskkelecom.ru, mir@mir-omsk.ru
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 48251-13 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
48251-13: Описание типа СИ | Скачать | 111.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО "СН-МНГ" Подстанции 110/35/6 кВ с Изменением № 1, № 2 (далее - АИИС КУЭ) является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО "СН-МНГ" Подстанции 110/35/6 кВ, свидетельство об утверждении типа RU.E.34.OO4.A №44467, регистрационный № 48251-11, ОАО "СН-МНГ" Подстанции 110/35/6 кВ с Изменением № 1, свидетельство об утверждении типа RU.E.34.OO4.A № 52082, регистрационный № 48251-13, и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, приведенных в таблице 2.
АИИС КУЭ предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую 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 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 таблице 2.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных МИР УСПД-01.00 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ЦСИ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервера баз данных (БД) ЦСИ, устройство синхронизации системного времени на базе радиочасов МИР РЧ-02, номер в Госреестре СИ РФ № 46656-11, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
4-й уровень - информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
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 сети.
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.
Цифровые сигналы с выходов счетчиков по проводным физическим линиям связи (интерфейс RS-485) поступают на входы УСПД, которое выполняет дальнейшую обработку измерительной информации, осуществляется ее хранение, накопление и передачу накопленных данных на уровень ИВК по основному (Radio Ethernet на базе оборудования Motorola Canopy) и резервному (канал GSM-сети, образованный GSM-модемами Siemens TC65) каналам связи.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по выделенной линии до провайдера Internet -услуг (основной канал) или коммутируемой телефонной линия до Internet (резервный канал).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, состоящей из устройства синхронизации системного времени - радиочасов МИР РЧ-02, предназначенных для приема сигналов GPS и выдачи последовательного импульсного временного кода; пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки переднего фронта импульса к шкале координированного времени составляют ± 1 мкс. Часы сервера БД синхронизированы с часами радиочасов МИР РЧ-02, сличение ежесекундное. Часы УСПД синхронизированы с часами сервера БД, сличение часов УСПД и сервера осуществляется четыре раза в сутки (каждые 6 часов), корректировка часов УСПД осуществляется при расхождении часов УСПД и часов сервера БД более чем на ± 350 мс. Сличение часов счетчиков с часами УСПД один раз в сутки, корректировка времени счетчиков осуществляется при расхождении часов счетчика и часов УСПД на величину ± 2 с. и более.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «СН-МНГ» Подстанции 110/35/6 кВ с Изменениями № 1, № 2 используется ПО в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК СЕРВЕР СБОРА ДАННЫХ.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
Программный комплекс СЕРВЕР СБОРА ДАННЫХ |
MirServsbor.msi |
2.0.0.1 |
7d30b09bbf536b7f4 5db352b0c7b7023 |
md5 |
Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ |
EnergyRes.msi |
2.5 |
55a532c7e6a3c3040 5d702554617f7bc |
md5 |
Программа ПУЛЬТ ЧТЕНИЯ ДАННЫХ |
MirReaderSetup.msi |
2.0.9.0 |
6dcfa7d8a621420f8 a52b8417b5f7bbc |
md5 |
• ПО входит в состав системы автоматизированные информационно-измерительные комплексного учета энергоресурсов МИР (Госреестр СИ РФ № 36357-13).
• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
• Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ.
• Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ПП 110 кВ «Восточный» | ||||||||
1 |
ВЛ-110 кВ «Чистинная-1» ИК №143 |
ТВГ-110 Кл. т. 0,2 600/5 Зав. № 23874; Зав. № 24103; Зав. № 23898 |
НКФ-110-57 Кл. т. 0,5 110000^3/100^3 Зав. № 23405; НКФ-110-83 ХЛ1 Кл. т. 0,5 110000V3/100V3 Зав. № 54127; Зав. № 53994 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0101070481 |
МИР УСПД-01.00 Зав. № 0908354 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,0 |
±2,6 ±4,5 |
2 |
ВЛ-110 кВ «Чистинная-2» ИК №144 |
ТВГ-110 Кл. т. 0,2 600/5 Зав. № 24590; Зав. № 24613; Зав. № 24650 |
НКФ-110-83 ХЛ1 Кл. т. 0,5 110000^3/100^3 Зав. № 34029; Зав. № 54168; Зав. № 54116 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0102074191 |
МИР УСПД-01.00 Зав. № 0908354 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,0 |
±2,6 ±4,5 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
3 |
ОВ-110 кВ ИК №145 |
ТФЗМ-150Б-1 У1; Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 2212; Зав. № 22034; ТФЗМ-150А-1 У1 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 2667 |
НКФ-110-57 Кл. т. 0,5 110000^3/100^3 Зав. № 23405; НКФ-110-83 ХЛ1 Кл. т. 0,5 110000V3/100V3 Зав. № 54127; Зав. № 53994 Зав. № 34029; Зав. № 54168; Зав. № 54116 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807090022 |
МИР УСПД-01.00 Зав. № 0908354 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,5 ±6,1 |
ПС 110/35/6 кВ «Северо-1 |
Покурская» РУ 6 кВ | |||||||
4 |
Ввод №1 ячейка №2 ИК №152 |
ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 2000/5 Зав. № 9117; Зав. № 5011 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 Зав. № 106 |
МИР С-01.02.T2R Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 1104964 |
МИР УСПД-01.00 Зав. № 0911398 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,4 |
±3,0 ±5,1 |
5 |
Ввод №2 ячейка №4 ИК №153 |
ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 2000/5 Зав. № 4412; Зав. № 4497 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 Зав. № 244 |
МИР С-01.02.T2R Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 1102468 |
МИР УСПД-01.00 Зав. № 0911398 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,4 |
±3,0 ±5,1 |
ПС 35/10 кВ « |
Мегион» | |||||||
6 |
Ввод №1 ячейка №1 ИК №160 |
ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 26923; Зав. № 26922 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1077 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811115026 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±5,0 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
7 |
Ввод №2 ячейка №10 ИК №161 |
ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 26872; Зав. № 26702 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1080 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810111001 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±5,0 |
ПС 220/110/35 кВ «] |
Кирьяновская» | |||||||
8 |
Фидер 35 кВ №3 ИК №164 |
ТФЗМ 35А-У1 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 30376; Зав. № 30395 |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 35000/100 Зав. № 313 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812106738 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±5,0 |
9 |
Фидер 35 кВ №4 ИК №165 |
ТФЗМ 35А-У1 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 30388; Зав. № 30375 |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 35000/100 Зав. № 316 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812106590 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±5,0 |
10 |
Фидер 35 кВ №5 ИК №166 |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 70142; Зав. № 70153 |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 35000/100 Зав. № 316 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812106593 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±5,0 |
11 |
Фидер 35 кВ №6 ИК №167 |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 70211; Зав. № 70129 |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 35000/100 Зав. № 313 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812106586 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±5,0 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ПС 110/35/6 кВ «Аганская» | ||||||||
12 |
Фидер 35 кВ №1 ИК №168 |
ТОЛ-СЭЩ-35 Кл. т. 0,5S 150/5 Зав. № 00056-11; Зав. № 00063-11; Зав. № 00049-11 |
НАМИ-35 А УХЛ1 Кл. т. 0,5 35000/100 Зав. № 64 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0105081476 |
МИР УСПД-01.00 Зав. № 1002425 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,7 ±7,9 |
13 |
Фидер 35 кВ №2 ИК №169 |
ТОЛ-СЭЩ-35 Кл. т. 0,5S 400/5 Зав. № 00029-11; Зав. № 00043-11; Зав. № 00059-11 |
НАМИ-35 А УХЛ1 Кл. т. 0,5 35000/100 Зав. № 342 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108064014 |
МИР УСПД-01.00 Зав. № 1002425 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±5,4 |
14 |
Фидер 35 кВ №3 ИК №170 |
ТОЛ-СЭЩ-35 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 00047-11; Зав. № 00052-11; Зав. № 00046-11 |
НАМИ-35 А УХЛ1 Кл. т. 0,5 35000/100 Зав. № 342 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108061152 |
МИР УСПД-01.00 Зав. № 1002425 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±5,4 |
15 |
Фидер 35 кВ №4 ИК №171 |
ТОЛ-СЭЩ-35 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 00064-11; Зав. № 00054-11; Зав. № 00025-11 |
НАМИ-35 А УХЛ1 Кл. т. 0,5 35000/100 Зав. № 64 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108061213 |
МИР УСПД-01.00 Зав. № 1002425 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±5,4 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
16 |
Фидер 35 кВ №5 ИК №172 |
ТОЛ-СЭЩ-35 Кл. т. 0,5S 400/5 Зав. № 00060-11; Зав. № 00062-11; Зав. № 00044-11 |
НАМИ-35 А УХЛ1 Кл. т. 0,5 35000/100 Зав. № 64 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108061138 |
МИР УСПД-01.00 Зав. № 1002425 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±5,4 |
17 |
Фидер 35 кВ №6 ИК №173 |
ТОЛ-СЭЩ-35 Кл. т. 0,5S 150/5 Зав. № 00034-11; Зав. № 00051-11; Зав. № 00050-11 |
НАМИ-35 А УХЛ1 Кл. т. 0,5 35000/100 Зав. № 342 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108061185 |
МИР УСПД-01.00 Зав. № 1002425 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±5,4 |
ПС 220/10/6 кВ «] |
Каркатеевы» | |||||||
18 |
КЛ 6 кВ ф.39 ИК №174 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 2000/5 Зав. № 28672-12; Зав. № 28997-12; Зав. № 28759-12 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 Кл. т. 0,5 6000^3/100^3 Зав. № 05417-12; Зав. № 05418-12; Зав. № 05419-12 |
А1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01247724 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±5,1 |
19 |
КЛ 6 кВ ф.40 ИК №175 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 2000/5 Зав. № 29070-12; Зав. № 28758-12; Зав. № 29190-12 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 Кл. т. 0,5 6000^3/100^3 Зав. № 05440-12; Зав. № 05441-12; Зав. № 05442-12 |
А1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01247723 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±5,1 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ПС 35/10 кВ «ЛПХ» | ||||||||
20 |
Ввод №1 ячейка №9 ИК №176 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 7973; Зав. № 3651 |
НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 8182 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 08062149 |
- |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,8 |
21 |
Ввод №2 ячейка №1 ИК №177 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 7876; Зав. № 1750 |
НТМИ-10-66 УЗ Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 8175 |
СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0801120321 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,5 ±6,1 |
22 |
ТСН-1 ИК №178 |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 9050246; Зав. № 9050208; Зав. № 9050248 |
- |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 07040024 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,2 |
±3,5 ±4,7 |
23 |
ТСН-2 ИК №179 |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 0003294; Зав. № 0003273; Зав. № 0003279 |
- |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 07040207 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,2 |
±3,5 ±4,7 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °С до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 °С до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 °С до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C;
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии МИР С-03 от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии Альфа А1800 от минус 40 °C до плюс 65 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.02 от минус 40 °C до плюс 55 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл;
- для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «СН-МНГ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;
- электросчётчик МИР С-03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.02М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД МИР УСПД-01.00 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 82500 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 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 учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «СН-МНГ» Подстанции 110/35/6 кВ с Изменениями № 1, № 2 типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
№ Госреестра |
Количество, шт. |
1 |
2 |
3 |
4 |
Трансформатор тока |
ТВГ-110 |
22440-07 |
6 |
Трансформатор тока |
ТФЗМ-150Б-1 У1 |
5313-76 |
2 |
Трансформатор тока |
ТФЗМ-150А-1 У1 |
5313-76 |
1 |
Трансформатор тока |
ТПШЛ-10 |
1423-60 |
4 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-I |
15128-07 |
4 |
Трансформатор тока |
ТФЗМ 35А-У1 |
26417-06 |
4 |
Трансформатор тока |
ТФЗМ 35А-ХЛ1 |
26418-08 |
4 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-35 |
40086-08 |
18 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
32139-11 |
6 |
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
2473-05 |
4 |
Трансформатор тока |
ТОП-0,66 |
15174-06 |
6 |
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 |
1188-58 |
1 |
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-83 ХЛ1 |
1188-84 |
5 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
11094-87 |
2 |
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 |
16687-07 |
2 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
19813-09 |
2 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-35 А УХЛ1 |
19813-09 |
2 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 |
35956-12 |
6 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 |
831-69 |
1 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 УЗ |
831-69 |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
27524-04 |
3 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-08 |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
МИР C-01.02.I.2R |
32142-08 |
2 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
3 |
4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-08 |
6 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
5 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 |
31857-11 |
2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.02.2 |
20175-01 |
3 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.02М.03 |
36697-08 |
1 |
Устройство сбора и передачи данных |
МИР УСПД-01.00 |
27420-08 |
3 |
Программное обеспечение |
ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ |
- |
1 |
Методика поверки |
- |
- |
1 |
Формуляр |
- |
- |
1 |
Руководство по эксплуатации |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 48251-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «СН-МНГ» Подстанции 110/35/6 кВ с Изменениями № 1, № 2. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2013 г.
Перечень основных средств 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» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
• по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
• счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
• счетчиков МИР С-03 - по документу «Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
• счетчиков Альфа А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
• счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - по документу «Счётчики активной и реактивной энергии электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02.
Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2004 г.;
• счетчиков СЭТ-4ТМ.02М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
• 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%.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «СН-МНГ» Подстанции 110/35/6 кВ с Изменениями № 1, № 2», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.002252011 от 29.06.2011 г.
77
Нормативные документы
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.
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно -измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Рекомендации к применению
- при осуществление торговли и товарообменных операций.