55652-13: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Удмуртская энергосбытовая компания" (АИИС КУЭ ОАО "Удмуртская энергосбытовая компания") - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Удмуртская энергосбытовая компания" (АИИС КУЭ ОАО "Удмуртская энергосбытовая компания")

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55652-13
Производитель / заявитель: ОАО "Удмуртская энергосбытовая компания", г.Ижевск
Скачать
55652-13: Описание типа СИ Скачать 156.5 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Удмуртская энергосбытовая компания" (АИИС КУЭ ОАО "Удмуртская энергосбытовая компания") поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55652-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Удмуртская энергосбытовая компания" (АИИС КУЭ ОАО "Удмуртская энергосбытовая компания")
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 1384 п. 17 от 28.11.2013
Производитель / Заявитель

ОАО "Удмуртская энергосбытовая компания", г.Ижевск

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 55652-13
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

55652-13: Описание типа СИ Скачать 156.5 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» (АИИС КУЭ ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, 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-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С10 и СИКОН С50 (далее -контроллеры СИКОН), каналообразующую аппаратуру и специализированное программное обеспечение (далее - ПО).

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий ИВК «ИКМ-Пирамида» (Зав. № 433) и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе УСВ-1 (Зав. № 118), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для ИК 1-30 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через интерфейс RS-485 поступает на входы соответствующего контроллера СИКОН (согласно Таблице 2), где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к контроллерам СИКОН устройствам.

Далее, по запросу ИВК, контроллеры СИКОН передают запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по основному и резервному каналам связи. Основной канал организован посредством спутниковой связи (земная станция VSAT Huges Network Systems DW-6000 соединена с соответствующим контроллером СИКОН через преобразователь интерфейсов RS-232/Ethemet (МОХА5110), а с ИВК - по технологии Ethernet). При отказе основного канала сервер переключается на резервный. Резервный канал организован посредством сотовой связи стандарта GSM на базе GSM-модема Siemens MC-35i, соединённого с ИВК и соответствующим контроллером СИКОН по интерфейсу RS-232.

Для ИК 31 цифровой сигнал с выхода счётчика поступает в ИВК «ИКМ-Пирамида» по сотовому каналу связи стандарта GSM, организованному на базе GSM-модема Siemens MC-35i. В ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020, 80040, 80050 и 80030 в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-1, синхронизирующим собственное время по сигналам поверки времени, получаемым от линейного выхода радиоприемника, входящего в состав УСВ-1. Погрешность хода часов УСВ-1 не более ±0,5 с. УСВ-1 подключено к ИВК «ИКМ-Пирамида». Сличение часов ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется не реже, чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность системного времени ИВК «ИКМ-Пирамида» не более ±3 с/сут. Часы контроллеров СИКОН синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Предел допускаемой абсолютной основной погрешности системного времени контроллера СИКОН С10 не более ±1 с/сут, контроллера СИКОН С50 - не более ±1,5 с/сут. Сличение показаний часов счетчиков и соответствующего контроллера СИКОН (для ИК 31 - с показаниями часов «ИКМ-Пирамида») производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов осуществляется при расхождении часов счетчиков и соответствующего контроллера СИКОН (для ИК 31 - «ИКМ-Пирамида») осуществляется вне зависимости от наличия расхождений, но не чаще 1 раза в сутки.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, контроллеров СИКОН и ИВК «ИКМ-Пирамида» отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».

Таблица 1 — Идентификационные данные ПО

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b21 9065d63da9491 14dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb 17c83f7b0f6d4a 132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b 156a0fdc27e1ca 480ac

MD5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3

52e28d7b60879 9bb3ccea41b54 8d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b737 261328cd77805 bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e 66494521f63d0 0b0d9f

MD5

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf 4055bb2a4d3fe 1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3 fd3215049af1fd 979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7c dc23ecd814c4e b7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb 0e2884f5b356a 1d1e75

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.

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 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» и их основные метрологические характеристики

Но мер ИК

Номер точки измерений-на однолинейной схеме

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик электрической энергии

ИВК (ИВ-КЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» - ОАО «Пермэнергосбыт»

1

6

ПС Сарапул, ВЛ-110 кВ Каучук

ТФЗМ-110Б-ГУ-У1

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 11729 Зав. № 11720 Зав. № 11721

НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5 110000/ 100 Зав. № 426 Зав. № 430 Зав. № 444

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 202524

СИКОН С10 Зав. № 312

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,3

2

11

ПС Сарапул, ВЛ-110 кВ ЧТЭЦ

ТФЗМ-110Б-ГУ-У1

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 11809 Зав. № 11840 Зав. № 11865

НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5 110000/ 100 Зав. № 509 Зав. № 500 Зав. № 508

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 201756

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,3

3

16

ПС Сарапул, ОМВ-110 кВ

ТФЗМ-110Б-ГУ-У1

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 12587 Зав. № 15728 Зав. № 12696

НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5 110000/ 100 Зав. № 426 Зав. № 430 Зав. № 444

НАМИ-110 УХЛ1

Кл.т. 0,5 110000/ 100 Зав. № 509 Зав. № 500 Зав. № 508

EPQS 111.08.07LL

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 202531

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,3

4

12

ПС Северная, Ввод Т-1 6 кВ

ТЛМ-10-2У3

Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 0392 Зав. № 9973

НАМИ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1584

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 202007

СИКОН С10 Зав. № 296

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,3

5

7

ПС Северная Ввод Т-2 6 кВ

ТОЛ-10 УТ

Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 25971 Зав. № 56058

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 104

EPQS 111.08.07LL

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. № 202008

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,3

6

13

ПС Северная, Ввод 0,4 кВ ТСН

1

Т-0,66У3

Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 77970 Зав. № 64935 Зав. № 90195

-

EPQS 121.08.07LL Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 257727

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,1

± 3,2

± 5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

7

8

ПС Северная Ввод 0,4 кВ ТСН2

Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 275860 Зав. № 275861 Зав. № 275857

-

EPQS 121.08.07LL

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 257722

СИКОН С10 Зав. № 296

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,1

± 3,2

± 5,2

8

14

ПС Нечки-но, Ввод Т-1 10 кВ

ТЛМ-10-1У3

Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 000107 Зав. № 000162

НАМИТ-10

Кл.т. 0,5 10000/100

Зав. № 1156

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 201825

СИКОН С10 Зав. № 305

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,3

9

9

ПС Нечки-но Ввод Т-2 10 кВ

ТЛМ-10-1У3

Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 000167 Зав. № 000188

НАМИ-10-95 УХЛ2

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 711

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 202320

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,3

10

15

ПС Нечки-но, Ввод 0,4 кВ ТСН-1

Т-0,66 У3

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 56189 Зав. № 80102 Зав. № 56053

-

EPQS 121.08.07LL Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 257931

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,1

± 3,2

± 5,2

11

10

ПС Нечки-но Ввод 0,4 кВ ТСН-2

Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 346247 Зав. № 346250 Зав. № 346248

-

EPQS 121.08.07LL Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 257934

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,1

± 3,2

± 5,2

12

26

ПС Кам-барка, ВЛ110 кВ Березовка

TG-145

Кл.т. 0,2 600/5 Зав. № 01669 Зав. № 01670 Зав. № 01668

CPB 123

Кл.т. 0,2 110000/ 100 Зав. № 8673251 Зав. № 8673249 Зав. № 8673247

EA05RALX-P4B-4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. № 1112411

СИКОН С10 Зав. № 309

Активная

Реактивная

± 0,8

± 1,5

± 2,1

± 4,0

13

25

ПС Кам-барка, ВЛ110 кВ Дубовая

TG-145

Кл.т. 0,2 600/5 Зав. № 01683 Зав. № 01685 Зав. № 01684

CPB 123

Кл.т. 0,2 110000/ 100 Зав. № 8673254 Зав. № 8673252 Зав. № 8673248

EA05RALX-P4B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1112417

Активная

Реактивная

± 0,8

± 1,5

± 2,1

± 4,0

14

27

ПС Кам-барка ОМВ-110 кВ

TG-145

Кл.т. 0,2 600/5 Зав. № 02188 Зав. № 02190 Зав. № 02189

CPB 123

Кл.т. 0,2 110000/ 100 Зав. № 8673251 Зав. № 8673249 Зав. № 8673247

CPB 123

Кл.т. 0,2 110000/ 100 Зав. № 8673254 Зав. № 8673252 Зав. № 8673248

EA05RALX-P4B4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. № 1112402

Активная

Реактивная

± 0,8

± 1,5

± 2,1

± 4,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

15

1

ПС Сива, ВЛ-110 кВ Черновская

ТФНД-110М

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 15180 Зав. № 15190 Зав. № 15197

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5 110000/ 100 Зав. № 1012710 Зав. № 1029334

НКФ-110-83 У1

Кл.т. 0,5 110000/ 100 Зав. № 47236

EPQS 111.08.07LL

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 202137

СИКОН С50 Зав. № 08.97

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,3

16

2

ПС Сива

ОМВ-110

кВ

ТВ-110-50

Кл.т. 0,5 600/5

Зав. № 3495А

Зав. № 3495В

Зав. № 3495С

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5 110000/ 100 Зав. № 1012710 Зав. № 1029334

НКФ-110-83 У1

Кл.т. 0,5 110000/ 100

Зав. № 47236

НКФ-110-ПУ1

Кл.т. 0,5 110000/ 100 Зав. № 4930 Зав. № 4934 Зав. № 4933

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 201735

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,3

17

3

ПС Водозабор, ВЛ-110 кВ ВГЭС-

ТВ-110-52

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 1265-А Зав. № 1265-В Зав. № 1265-С

НКФ-110-57У1

Кл.т. 0,5 110000/ 100 Зав. № 1029272

НКФ-110-83У1

Кл.т. 0,5 110000/ 100 Зав. № 57397

НКФ-110-57У1

Кл.т. 0,5 110000/ 100 Зав. № 1029271

EPQS 121.08.07LL Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 257739

СИКОН С10 Зав. № 307

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,3

18

4

ПС Водозабор, ВЛ-110 кВ ВГЭС-2ц

ТВ-110-52

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 1266-А Зав. № 1266-В Зав. № 1266-С

НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/ 100

Зав. № 17524 Зав. № 1029293 Зав. № 1029289

EPQS 121.08.07LL Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 257741

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,3

Продолжение T

аблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

19

5

ПС Водозабор ОМВ-110 кВ

ТФЗМ-110Б-1У1

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 39971 Зав. № 39990 Зав. № 39700

НКФ-110-57У1 Кл.т. 0,5 110000/ 100

Зав. № 1029272

НКФ-110-83У1

Кл.т. 0,5 110000/ 100

Зав. № 57397

НКФ-110-57У1

Кл.т. 0,5 110000/ 100 Зав. № 1029271

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5 110000/ 100

Зав. № 17524 Зав. № 1029293 Зав. № 1029289

EPQS 121.08.07LL Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 257738

СИКОН С10 Зав. № 307

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,3

ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» (ОАО «РЖД» в границах Республики Удмуртия) - ОАО «Пермэнергосбыт»

20

1

ВЛ-110 кВ Кузьма -Зюкай

TG-145N

Кл.т. 0,2 300/5 Зав. № 04107 Зав. № 04108 Зав. № 04109

НАМИ-110-УХЛ1

Кл.т. 0,2 110000/100 Зав. № 6010 Зав. № 5995 Зав. № 6017

EPQS 121.08.07LL Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 257697

СИКОН С10 Зав. № 293

Активная

Реактивная

± 0,8

± 1,5

± 2,1

± 3,5

21

2

ВЛ-110 кВ

Кузьма -Верещагино

TG-145N

Кл.т. 0,2 300/5 Зав. № 04112 Зав. № 04111 Зав. № 04110

НАМИ-110-УХЛ1

Кл.т. 0,2 110000/100

Зав. № 5998

Зав. № 5996

Зав. № 6020

EPQS 121.08.07LL Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 298292

Активная

Реактивная

± 0,8

± 1,5

± 2,1

± 3,5

ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» - ОАО «Кировэнергосбыт»

22

1

ПС Орловская ВЛ-35кВ Виха-рево

ТФН-35М

Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 16742 Зав. № 20813

ЗНОМ-35 Кл.т. 0,5 35000/100 Зав. № 1143458 Зав. № 1143444 Зав. № 1143367

EPQS 121.08.07LL Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 257737

СИКОН С10 Зав. № 301

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,3

ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» - ОАО «Татэнергосбыт»

23

1

ПС Варзи-Ятчи, ВЛ-35кВ Кучу-ково

ТФЗМ-35Б-1 У1

Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 32843 Зав. № 33060

ЗНОМ-35-65

Кл.т. 0,5 35000/100 Зав. № 1265028 Зав. № 1465023 Зав. № 1465026

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 202317

СИКОН С10 Зав. № 299

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,3

24

2

ПС Киясо-во, ВЛ-35кВ Кучу-ково

ТФЗМ-35Б-1 У1

Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 32274 Зав. № 32390

НАМИ-35 УХЛ1

Кл.т. 0,5 35000/100 Зав. № 198

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 202120

СИКОН С10 Зав. № 310

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,3

25

3

ПС Киясо-во, ВЛ-35кВ Че-калда

ТФЗМ-35А ХЛ1

Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 71695 Зав. № 71451

НАМИ-35 УХЛ1

Кл.т. 0,5 35000/100 Зав. № 192

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 201918

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

26

4

ПС Салья, ввод 10 кВ

Т-1

ТЛМ-10-1У3

Кл.т. 0,5S 150/5

Зав. №

1443130000007

Зав. №

1443130000017

НАМИТ-10-2 УХЛ2

Кл.т. 0,5 10000/100

Зав. № 1169

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 202402

СИКОН С10 Зав. № 308

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,4

± 6,7

27

5

ПС Быр-гында, ВЛ-35кВ Красный Бор

ТФН-35М

Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 8703 Зав. № 8737

ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/100 Зав. № 1043003 Зав. № 00000000 Зав. № 1043437

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 202315

СИКОН С10 Зав. № 306

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,3

ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» (ОАО «РЖД» в границах Республики Удмуртия) - ООО «Энергетическая сбытовая компания Башкортостана» (ООО «ЭСКБ»)

28

1

ПС Закам-ская, ВЛ-110кВ КГРЭС-1

ТГФ-110

Кл.т. 0,2S 300/1

Зав. № 1072

Зав. № 1073

Зав. № 1078

НАМИ-110

Кл.т. 0,2 110000/100 Зав. № 2007 Зав. № 2009 Зав. № 2014

EPQS 121.08.07LL Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 257736

СИКОН С10 Зав. № 300

Активная

Реактивная

± 0,8

± 1,5

± 2,2

± 5,4

29

2

ПС Закам-ская, ВЛ-110кВ КГРЭС-2

ТГФ-110

Кл.т. 0,2S 300/1

Зав. № 1103

Зав. № 1071

Зав. № 1077

НАМИ-110

Кл.т. 0,2 110000/100 Зав. № 2023 Зав. № 2013 Зав. № 2016

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 201916

Активная

Реактивная

± 0,8

± 1,5

± 2,2

± 5,4

30

3

ПС Закам-ская ОВ-110 кВ

ТГФ-110

Кл.т. 0,2S 300/1

Зав. № 890

Зав. № 891

Зав. № 892

НАМИ-110

Кл.т. 0,2 110000/100

Зав. № 2007

Зав. № 2009

Зав. № 2014

НАМИ-110

Кл.т. 0,2 110000/100 Зав. № 2023 Зав. № 2013 Зав. № 2016

EPQS 111.08.07LL Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 210142

Активная

Реактивная

± 0,8

± 1,5

± 2,2

± 5,4

ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» - ООО «Мечел-Энерго» (ОАО «Ижсталь»)

31

1

ГПП-3

ЗРУ-6 кВ яч. 61

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 400/5

Зав. № 077

ТПЛ-10У3

Кл.т. 0,5 400/5

Зав. № 2168

ЗНОЛ.06-6У3

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 8560 Зав. № 8555 Зав. № 8424

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810126773

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 433

Активная

Реактивная

± 1,3

± 2,5

± 3,3

± 5,7

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 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;

4 Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uh; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosф = 0,9инд.;

- температура окружающей среды: (20±5) °С.

5 Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока (0,02(0,05) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф ^тф) 0,5 -1,0(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 40 °С до плюс 50 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха для счётчиков EPQS от минус 35 °С до плюс 55 °С; для счётчиков ЕвроАльфа от минус 40 °С до плюс 70 °С; для счётчиков СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °С до плюс 60 °С;

- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха от +10 °С до +30 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

6 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % 1ном cosф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °С.

7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на

аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена ИВК «ИКМ-Пирамида», контроллеров СИКОН и УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счётчик EPQS - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее

время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- счётчик ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80 000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- счётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее  время наработки на отказ не  менее

Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- контроллер «СИКОН С10» - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

- контроллер «СИКОН С50» - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 часа;

- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 часа

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и контроллеров СИКОН с по

мощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере

даваться 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 контроллера СИКОН:

• параметрирования;

• пропадания напряжения;

• коррекции времени в счетчике и контроллере СИКОН;

• пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

-     механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• электросчётчика;

• промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• испытательной коробки;

• контроллеров СИКОН;

• ИВК «ИКМ-Пирамида»;

-     защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-

ровании:

• счетчика электрической энергии;

• контроллеров СИКОН;

• ИВК «ИКМ-Пирамида».

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

- контроллерах СИКОН (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:

- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- контроллер СИКОН - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - 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 «Удмуртская энергосбытовая компания» (АИИС КУЭ ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания») типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. 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 компонента

Тит компонента

№ Госреестра

Количество

Трансформаторы тока климатического исполнения VI, ХЛ1

ТФЗМ-110Б-1У1

2793-88

3

Трансформаторы тока

ТФЗМ-ИОБ-IV

26422-06

9

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

2473-00

2

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

2473-69

6

Трансформаторы тока

ТОЛ-10

7069-79

2

Трансформаторы тока

Т-0,66 У3

17551-03

6

Трансформаторы тока

Т-0,66 М У3

17551-03

3

Трансформаторы тока

Т-0,66 М У3

36382-07

3

Трансформаторы тока

TG-145

30489-05

15

Трансформаторы тока измерительные

ТФНД-110М

2793-71

3

Трансформаторы тока

ТВ

19720-06

9

Трансформаторы тока

ТФН-35М

3690-73

4

Трансформаторы тока

ТФЗМ-35Б-1У1

26419-04

4

Трансформаторы тока

ТФЗМ-35А ХЛ1

26418-04

2

Трансформаторы тока

ТГФ-110

16635-05

9

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10

1276-59

2

Трансформаторы напряжения

НАМИ-110УХЛ1

24218-03

12

Трансформаторы напряжения антирезонансные

НАМИ-110УХЛ1

24218-08

6

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

11094-87

1

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

20186-05

2

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10

16687-02

2

Трансформаторы напряжения

СРВ 123

15853-96

6

Трансформаторы напряжения

НКФ-110-57

14205-05

7

Трансформаторы напряжения

НКФ-110-83 У1

1188-84

2

Трансформаторы напряжения

НКФ-110

26452-04

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-35

912-05

9

Трансформаторы напряжения антирезонансные трёхфазные

НАМИ-35 УХЛ1

19813-00

2

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ.06

3344-08

3

Счетчик электрической энергии многофункциональные

EPQS

25971-03

27

Наименование компонента

Тит компонента

№ Госреестра

Количество

Счетчик электрической энергии многофункциональные

ЕвроАльфа

16666-07

3

Счетчик электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

1

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С10

21741-03

15

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С50

28523-05

1

Устройства синхронизации времени

УСВ-1

28716-05

1

Комплексы информационно-вычислительные

«ИКМ-Пирамида»

45270-10

1

Методика поверки

_

_

1

Формуляр

_

_

1

Руководство по эксплуатации

_

_

1

Поверка

осуществляется по документу МП 55652-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» (АИИС КУЭ ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2013 г.

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформато

ры тока. Методика поверки";

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Транс

форматоры напряжения. Методика поверки";

- 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 отключе

ния цепей. Методика выполнения измерений»;

- счетчиков электрической энергии EPQS - в соответствии с методикой поверки

РМ-1039597-26:2002 «Счетчики многофункциональные электрической энергии EPQS», утвержденной Государственной службой метрологии Литовской Республики в 2002 г.;

- счетчиков электрической энергии ЕвроАльфа - в соответствии с документом

«ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;

- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом

«Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

- контроллеров СИКОН С10 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые

индустриальные СИКОН С10. Методика поверки. ВЛСТ 180.00.000 И1», утвержденным ВНИИМС в 2003 г.;

- контроллеров СИКОН С50 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые

индустриальные СИКОН С50. Методика поверки ВЛСТ 198.00.00 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

- устройства синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с документом «Уст

ройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.04 г.;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом «Комплексы информаци

онно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 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 счетчи

ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до +

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 с использованием АИИС КУЭ ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.

Нормативные документы

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания» (АИИС КУЭ ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания»)

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.

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

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 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.

МИ 3000-2006 «Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

55653-13
АТОН-101МП pH-метры/иономеры
Смоленский филиал "Смоленскатомтехэнерго" ОАО "Атомтехэнерго", г.Десногорск