Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Удмуртская энергосбытовая компания" (АИИС КУЭ ОАО "Удмуртская энергосбытовая компания")
Номер в ГРСИ РФ: | 55652-13 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Удмуртская энергосбытовая компания", г.Ижевск |
55652-13: Описание типа СИ | Скачать | 156.5 КБ |
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 | 03.11.2024 |
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- 1ц |
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.