Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Сетевая компания" ЕЭС
| Номер в ГРСИ РФ: | 56169-14 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Сетевая компания" филиал Елабужские электрические сети, г.Елабуга |
| 56169-14: Описание типа СИ | Скачать | 150 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сетевая компания» ЕЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов, передачи информации в центр сбора и обработки информации Управления ОАО «Сетевая компания» и другим заинтересованным организациям в согласованных форматах.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 56169-14 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Сетевая компания" ЕЭС |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2014 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 27 п. 24 от 17.01.2014 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Сетевая компания" филиал Елабужские электрические сети, г.Елабуга
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП.359113.01.2013 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 56169-14: Описание типа СИ | Скачать | 150 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сетевая компания» ЕЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов, передачи информации в центр сбора и обработки информации Управления ОАО «Сетевая компания» и другим заинтересованным организациям в согласованных форматах.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 7746-2015, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 1983-2015 и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики) по ГОСТ Р 52320-2005, ГОСТ 31818.11-2012, в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН C1 и СИКОН C70, технические средства приема-передачи данных и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервера сбора и баз данных (далее сервер сбора и БД), устройства синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2, расположенные в центрах сбора и обработки информации (далее ЦСОИ) филиалов ОАО «Сетевая компания»; сервер, расположенный в ЦСОИ Управления ОАО «Сетевая компания»; программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер сбора и БД по выбранному ИВК каналу связи (GSM канал, сеть Ethernet), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. На сервере сбора и БД осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера сбора и БД Управления ОАО «Сетевая компания» информация в виде xml-макетов формата 80020 передаётся на сервера ЦСОИ ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», АО «Татэнергосбыт» по каналу связи сети Internet.
Передача информации от серверов ЦСОИ в программно-аппаратный комплексы сбытовых организаций, АИИС КУЭ смежных субъектов на оптовом и розничном рынке электроэнергии осуществляется по электронной почте в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с регламентом.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени УССВ, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS/ГЛОНАСС-приемников.
Сравнение времени таймера сервера сбора и БД с временем УССВ осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов сервера сбора и БД производится при расхождении с часами УСПД на величину более ±1 с.
Сравнение времени таймера УСПД с временем сервера сбора и БД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний часов УСПД с соответствующим УССВ на величину более ±1 с. Предусмотрена возможность настройки синхронизации часов сервера сбора и БД от сервера ЦСОИ Управления ОАО «Сетевая компания».
Сравнение времени счетчиков с таймером УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более ±1 с. Передача информации от счетчика до УСПД, от УСПД до сервера сбора и БД реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика, УСПД и сервера сбора и БД отражаются в соответствующих журналах событий.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид измеряемой электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ПС 220 кВ Тойма-2, ВЛ 110 кВ Тойма - 2 - Менделеевская 1 |
ТФЗМ-110Б-1У1 КТ0.5 Ктт=750/1 Регистрационный №2793-88 |
НКФ110-83У1 КТ0.5 Ктн=110000/100 Регистрационный №1188-84 |
СЭТ-4ТМ.02 KT0.5s/0.5 Регистрационный №20175-01 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,7 ±3,4 |
±1,9 ±4,2 |
|
2 |
ПС 220 кВ Тойма-2, ВЛ 110 кВ Тойма - 2 - Менделеевская 2 |
ТФЗМ-110Б-1У1 КТ0.5 Ктт=750/1 Регистрационный №2793-88 |
НКФ110-83У1 КТ0.5 Ктн=110000/100 Регистрационный №1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,7 ±3,4 |
±1,9 ±4,2 |
|
3 |
ПС 220 кВ Тойма-2, ВЛ 110 кВ Тойма-2 -Аммоний 1 |
ТФЗМ-110Б-1У1 КТ0.5 Ктт=150/5 Регистрационный №2793-88 |
НКФ110-83У1 КТ0.5 Ктн=110000/100 Регистрационный №1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03 KT0.2s/0.5 Регистрационный №27524-04 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,7 ±3,4 |
±1,9 ±4,2 |
|
4 |
ПС 220 кВ Тойма-2, ВЛ 110 кВ Тойма-2 -Аммоний 2 |
ТФЗМ-110Б-1У1 КТ0.5 Ктт=150/5 Регистрационный №2793-88 |
НКФ110-83У1 КТ0.5 Ктн=110000/100 Регистрационный №1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03 KT0.5s/0.5 Регистрационный №27524-04 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,7 ±3,4 |
±1,9 ±4,2 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
ПС 220 кВ Тойма-2, ВЛ 110 кВ Тойма-2 -Химзавод им. Карпова 1 |
ТФЗМ-110Б-1У1 КТ0.5 Ктт=200/5 Регистрационный №2793-88 |
НКФ110-83У1 КТ0.5 Ктн=110000/100 Регистрационный №1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
6 |
ПС 220 кВ Тойма-2, ВЛ 110 кВ Тойма-2 -Химзавод им. Карпова 2 |
ТФЗМ-110Б-1У1 КТ0.5 Ктт=200/5 Регистрационный №2793-88 |
НКФ110-83У1 КТ0.5 Ктн=110000/100 Регистрационный №1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
7 |
ПС 220 кВ Тойма-2, ВЛ 110 кВ Тойма 2 - РП-110 1 |
TG 145-420 КТ0.2 Ктт=750/1 Регистрационный №15651-06 |
НКФ110-83У1 КТ0.5 Ктн=110000/100 Регистрационный №1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,0 ±1,2 |
±1,1 ±1,3 |
|
8 |
ПС 220 кВ Тойма-2, ВЛ 110 кВ Тойма 2 -РП-110 2 |
TG 145-420 КТ0.2 Ктт=750/1 Регистрационный №15651-06 |
НКФ110-83У1 КТ0.5 Ктн=110000/100 Регистрационный №1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,0 ±1,2 |
±1,1 ±1,3 |
|
9 |
ПС 220 кВ Тойма-2, ОВ-2 110 кВ |
ТФЗМ-110Б-1У1 КТ0.5 Ктт=2000/1 Регистрационный №2793-88 |
НКФ110-83У1 КТ0.5 Ктн=110000/100 Регистрационный №1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03 KT0.2s/0.5 Регистрационный №27524-04 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
10 |
ПС 220 кВ Тойма-2, ОВ-1 110 кВ |
ТФЗМ-110Б-1У1 КТ0.5 Ктт=2000/1 Регистрационный №2793-88 |
НКФ110-83У1 КТ0.5 Ктн=110000/100 Регистрационный №1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03 KT0.2s/0.5 Регистрационный №27524-04 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
11 |
ПС 110 кВ Каенсар, ВЛ 110 кВ Каенсар -Вятские Поляны |
ТБМО-110 УХЛ1 КТ0.5 Ктт=300/5 Регистрационный №23256-02 |
НКФ110-83У1 КТ0.5 Ктн=110000/100 Регистрационный №1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С1 Регистрационный №15236-01 |
Активная реактивная |
±1,7 ±3,4 |
±1,9 ±4,2 |
|
12 |
ПС 110 кВ Чекалда, ВЛ 35 кВ Чекалда -Киясово с отпайками |
ТОЛ KT0.5s Ктт=300/5 Регистрационный №47959-11 |
НАМИ-35 УХЛ1 КТ0.5 Ктн=35000/100 Регистрационный №19813-09 |
СЭТ-4ТМ.02 КТ0.5/0.5 Регистрационный №20175-01 |
СИКОН С1 Регистрационный №15236-01 |
Активная реактивная |
±1,7 ±3,4 |
±1,9 ±4,2 |
|
13 |
ПС 110 кВ Сардек, В 10 кВ Т-1 |
ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Регистрационный №2473-69 |
НАМИТ-10-2 КТ0.5 Ктн=10000/100 Регистрационный №18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03 KT0.2s/0.5 Регистрационный №27524-04 |
СИКОНС1 Регистрационный №15236-01 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
14 |
ПС 110 кВ Сардек, ТСН-1 |
ТТИ KT0.5s Ктт=100/5 Регистрационный №28139-12 |
- КТ0 Ктн=0 Регистрационный №0 |
СЭТ-4ТМ.03 KT0.2s/0.5 Регистрационный №27524-04 |
СИКОНС1 Регистрационный №15236-01 |
Активная реактивная |
±1,0 ±1,2 |
±1,1 ±1,3 |
|
15 |
ПС 35 кВ Кадыбаш, ВЛ 35 кВ Чекалда -Киясово с отпайками |
ТОЛ 35 KT0.5s Ктт=150/5 Регистрационный №21256-03 |
НАМИ-35 УХЛ1 КТ0.5 Ктн=35000/100 Регистрационный №19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С1 Регистрационный №15236-01 |
Активная реактивная |
±1,7 ±3,4 |
±1,9 ±4,2 |
|
16 |
ПС 35 кВ Красный Бор, ВЛ 35 кВ Красный Бор -Быргында |
ТОЛ 35 KT0.5s Ктт=100/5 Регистрационный №21256-03 |
НАМИ-35 УХЛ1 КТ0.5 Ктн=35000/100 Регистрационный №19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С1 Регистрационный №15236-01 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
17 |
ПС 35 кВ Кучуково, ВЛ 35 кВ Киясово -Кучуково с отпайкой на ПС Терси |
ТОЛ 35 КТ0.5 Ктт=150/5 Регистрационный №21256-03 |
НАМИ-35 УХЛ1 КТ0.5 Ктн=35000/100 Регистрационный №19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С1 Регистрационный №15236-01 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
18 |
ПС 35 кВ Кучуково, ВЛ 35 кВ Кучуково -Варзи Ятчи |
ТОЛ 35 КТ0.5 Ктт=150/5 Регистрационный №21256-03 |
НАМИ-35 УХЛ1 КТ0.5 Ктн=35000/100 Регистрационный №19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С1 Регистрационный №15236-01 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
19 |
ПС 35 кВ Терси, ВЛ 35 кВ Киясово -Кучуково с отпайкой на ПС Терси |
ТОЛ 35 KT0.5s Ктт=100/5 Регистрационный №21256-03 |
НАМИ-35 УХЛ1 КТ0.5 Ктн=35000/100 Регистрационный №19813-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С1 Регистрационный №15236-01 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
20 |
ПС 110 кВ Кукмор, ВЛ 110 кВ Вятские Поляны - Малмыж с отпайками |
ТФЗМ-110Б-1У1 КТ0.5 Ктт=600/5 Регистрационный №2793-71 |
НКФ110-83У1 КТ0.5 Ктн=110000/100 Регистрационный №1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03 KT0.2s/0.5 Регистрационный №27524-04 |
СИКОНС1 Регистрационный №15236-01 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
21 |
ПС 110 кВ Кукмор, ОВ 110 кВ |
ТФЗМ-110Б-1У1 КТ0.5 Ктт=600/5 Регистрационный №2793-71 |
НКФ110-83У1 КТ0.5 Ктн=110000/100 Регистрационный №1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03 KT0.2s/0.5 Регистрационный №27524-04 |
СИКОНС1 Регистрационный №15236-01 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
22 |
ПС 110 кВ Тойма-1, В 110 кВ Т-1 |
ТРГ-110 II* KT0.2s Ктт=300/5 Регистрационный №26813-06 |
ЗНГ КТ0.5 Ктн=110000/100 Регистрационный №41794-09 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
23 |
ПС 110 кВ Тойма-1, В 110 кВ Т-2 |
TG 145-420 KT0.2s Ктт=300/5 Регистрационный №15651-06 |
ЗНГ КТ0.5 Ктн=110000/100 Регистрационный №41794-09 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационны й №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
24 |
ПС 110 кВ Тойма-1, В 35 кВ Т-1 |
ТОЛ 35 KT0.5s Ктт=300/5 Регистрационный №21256-03 |
НАМИ-35 УХЛ1 КТ0.5 Ктн=35000/100 Регистрационный №19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационны й №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
25 |
ПС 110 кВ Тойма-1, В 35 кВ Т-2 |
ТОЛ 35 KT0.5s Ктт=300/5 Регистрационный №21256-03 |
НАМИ-35 УХЛ1 КТ0.5 Ктн=35000/100 Регистрационный №19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационны й №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
26 |
ПС 110 кВ Тойма-1, Ф-6 |
ТВЛМ-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Регистрационный №1856-63 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационны й №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
27 |
ПС 110 кВ Тойма-1, Ф-7 |
ТВЛМ-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Регистрационный №1856-63 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационны й №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
28 |
ПС 110 кВ Тойма-1, Ф-10 |
ТВЛМ-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Регистрационный №1856-63 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
29 |
ПС 110 кВ Тойма-1, Ф-11 |
ТВЛМ-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Регистрационный №1856-63 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
30 |
ПС 110 кВ Тойма-1, Ф-13 |
ТВЛМ-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Регистрационный №1856-63 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
31 |
ПС 110 кВ Тойма-1, Ф-14 |
ТВЛМ-10 КТ0.5 Ктт=400/5 Регистрационный №1856-63 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
32 |
ПС 110 кВ Тойма-1, Ф-16 |
ТВЛМ-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Регистрационный №1856-63 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
33 |
ПС 110 кВ Тойма-1, Ф-18 |
ТВЛМ-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Регистрационный №1856-63 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
34 |
ПС 110 кВ Тойма-1, Ф-1 |
ТВЛМ-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Регистрационный №1856-63 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
35 |
ПС 110 кВ Тойма-1, Ф-21 |
ТВЛМ-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Регистрационный №1856-63 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
Примечания: 1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. 2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном cos9 = 0,8инд. 4 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. | ||||||||
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК |
35 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
0,9 |
|
- частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности: | |
|
- COSф |
от 0,5 до 1,0 |
|
- simp |
от 0,5 до 0,87 |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от -40 до +60 |
|
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С |
от -10 до +40 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
УССВ: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
сервер: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
|
не менее |
113 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
|
потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
|
сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний | |
|
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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 счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и УСПД;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
TG 145-420 |
9 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТВЛМ-10 |
20 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ 35 |
21 |
|
Трансформаторы тока |
ТБМО-110 УХЛ1 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока элегазовые |
ТРГ-110 II* |
3 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТФЗМ-110Б-1У1 |
6 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока климатического исполнения VI, ХЛ1 |
ТФЗМ-110Б-1У1 |
20 |
|
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ |
ТТИ |
3 |
|
Трансформаторы тока опорные |
ТОЛ |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ110-83У1 |
18 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10-2 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-35 УХЛ1 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения элегазовые |
ЗНГ |
6 |
|
Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.02 |
2 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
8 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
25 |
|
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С1 |
8 |
|
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
3 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Комплексы информационно-вычислительные |
ИКМ-Пирамида |
2 |
|
Программное обеспечение |
Пирамида 2000 |
2 |
|
Методика поверки |
МП.359113.01.2017 |
1 |
|
Формуляр |
ПФ.359113.01.2017 |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
РЭ.359113.01.2017 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП.359113.01.2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сетевая компания» ЕЭС. Методика поверки», утвержденному ФБУ «ЦСМ Татарстан» 05.02.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав ИИК;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Регистрационный № 27008-04);
- термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1 °С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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 МЭК 61107-2001 Обмен данными при считывании показаний счетчиков, тарификации и управлении нагрузкой. Прямой локальный обмен данными
Смотрите также
