Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Татэнергосбыт" Третья очередь
Номер в ГРСИ РФ: | 59620-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "ЭнергоСервисСпец", г.Казань |
59620-15: Описание типа СИ | Скачать | 152.6 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» Третья очередь (далее
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 59620-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Татэнергосбыт" Третья очередь |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 04 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоСервисСпец", г.Казань
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
59620-15: Описание типа СИ | Скачать | 152.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» Третья очередь (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 ОАО «Татэнергосбыт» и другим заинтересованным организациям в согласованных форматах.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения и включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), измерительные каналы (ИК), 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 С1» (Госреестр №1523603) и «Сикон С70» (Госреестр №28716-05», технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень - В состав ИВК входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении) «ИКМ-Пирамида» (Госреестр №45270-10); технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); устройство синхронизации системного времени типа УСВ-2; технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, отправки/приема информации о результатах измерений и состояниях средств измерений в виде макетов XML форматах по электронной почте от других участников (другим участникам) ОРЭМ, подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.
В ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивается автоматическая синхронизация времени встроенных часов во всех средствах измерений, подключенных к ИВК «ИКМ-Пирамида», входящих в измерительный канал, с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Ведение системы единого времени (измерение времени, синхронизация времени, коррекция времени), возможность автоматической синхронизации по сигналам проверки времени обеспечена подключением к ИВК устройства синхронизации времени УСВ-2. Сличение времени ИВК, УСПД и счетчиков осуществляется один раз в сутки. Коррекция системного времени производится не реже одного раза в сутки, при достижении расхождения времени ИВК , УСПД и счетчиков +/- 2 с. Погрешность системного времени не превышает +/- 5 с.
Также уровень ИВК АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» производит прием данных об измерениях 30-минутных приращений количества активной и реактивной электроэнергии по измерительным каналам АИИС КУЭ, данные с которых передаются по договору информационного обмена в АИИСКУЭ ОАО «Татэнергосбыт» (в виде XML - файла), перечень приведен в таблице 1.
ИК, входящие в состав АИИСКУЭ, данные с которых передаются по договору информационного обмена в АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт».
Таблица 1
Наименование объекта учета (измерительного канала) |
Номер госреестра описания типа АИИС и номер точки учета. |
РТП №124/23, СШ-1 6 кВ яч.108 ОАО «РЖД» ст.Тунгуча |
Система автоматизированная информационная- измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ- ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 13 |
РТП №124/23, СШ-1 6 кВ, яч.106 ОАО «СВТНП» |
Система автоматизированная информационная- измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ- ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 6 |
РТП №124/23, СШ-1 6 кВ, яч.109 ОАО «СВТНП» |
Система автоматизированная информационная- измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ- ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 7 |
РТП №124/23, СШ-1 6 кВ, яч.107 ПС Нижнекамская ОАО «СЗМН» |
Система автоматизированная информационная- измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ- ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 10 |
РТП №124/23, СШ-1 6кВ, яч.208 ОАО «РЖД» ст.Тунгуча |
Система автоматизированная информационная- измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ- ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 14 |
РТП №124/23, СШ-1 6 кВ, яч.206 ОАО «СВТНП» |
Система автоматизированная информационная- измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ- ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 8 |
РТП №124/23, СШ-1 6кВ, яч.209 ОАО «СВТНП» |
Система автоматизированная информационная- измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ- ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 9 |
РТП №124/23, СШ-1 6кВ, яч.207 ОАО «СЗМН» ПС Узловая |
Система автоматизированная информационная- измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ- ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 11 |
РТП №124/23, СШ-1 6 кВ, яч.210 ОАО «СЗМН» ПС Узловая |
Система автоматизированная информационная- измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ- ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 12 |
Продолжение таблицы 1
ПС Агрыз-Т фидер № 6. |
Система автоматизированная информационно измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Агрыз" ОАО "Российские Железные Дороги" № Гос.р. 33365-06 |
ПС Агрыз-Т фидер № 69 |
Система автоматизированная информационно измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Агрыз" ОАО "Российские Железные Дороги" № Гос.р. 33365-06 |
ГМ Елабуга, ТП-475, Ввод Т 1. |
Система автоматизированная информационно измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО "Тандер". № Гос.р. 47516-11 ИК 48 |
ГМ Елабуга, ТП-475, Ввод Т 2. |
Система автоматизированная информационно измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО "Тандер". № Гос.р. 47516-11 ИК 49 |
Заинская ГРЭС, ОРУ 110 кВ., ОВВ 110 кВ. |
Система автоматизированная информационная- измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ОАО «Генерирущая компания» Заинская ГРЭС № Гос. реестра 57754-13 ИК № 32 |
Заинская ГРЭС, ОРУ 110 кВ., СШ-1 110 кВ., яч. 16 ВЛ-110 кВ. Заинская ГРЭС-Танеко. |
Система автоматизированная информационная- измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ОАО «Генерирущая компания» Заинская ГРЭС № Гос. реестра 57754-13 ИК № 33 |
ИК, входящие в состав не автоматизированных систем учета, данные с которых передаются по договору информационного обмена в АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт».
Таблица 2_________________________________________________________________________
Порядковый номер |
Наименование точки измерения |
1 |
РП-2 (6 кВ), V с.ш., яч.57 |
2 |
РП-2 (6 кВ), III с.ш., яч.39 |
3 |
РП-2 (6 кВ), IV с.ш., яч.20 |
4 |
РП-1 (6 кВ), IV с.ш., яч.8 |
5 |
РП-1 (6 кВ), I с.ш., яч.56 |
6 |
РП-1 (6 кВ), I с.ш., яч.54 |
7 |
РП-1 (6 кВ), IV с.ш., яч.16 |
8 |
ГПП-2 (110/10 кВ), ОРУ-110/10 кВ, ШМ №1 (10 кВ) |
9 |
ГПП-2 (110/10 кВ), ОРУ-110/10 кВ, ШМ №2 (10 кВ) |
10 |
II зона, ГПП-2 (110/6 кВ), ЗРУ-6 кВ, V с.ш., яч.117 |
11 |
Корпус АИК-24, ввод от ТП-33 (6/0,4 кВ), I с.ш. (0,4 кВ), ф.4/2 |
12 |
Корпус АИК-24, ввод от ТП-33 (6/0,4 кВ), II с.ш. (0,4 кВ), ф.7/2 |
13 |
Корпус АИК-24, ввод от ТП-25 (6/0,4 кВ), I с.ш. (0,4 кВ), ф.2 |
14 |
Корпус АИК-24, ввод от ТП-33 (6/0,4 кВ), I с.ш. (0,4 кВ), ф .3/1 |
15 |
ТП-34 (6/0,4 кВ), I с.ш. (0,4 кВ), ф.3/1 |
16 |
ТП-34 (6/0,4 кВ), II с.ш. (0,4 кВ), ф.8/3 |
Продолжение таблицы 2
17 |
ТП-33 (6/0,4 кВ), а №1, Кл-0,4 кВ «ТП-33 ОАО «НКШ»- ООО «Камшинтранс»» |
18 |
ООО «РРТ-Озерки Нижнекамск», ВРУ-1 (0,4 кВ), Кл-0,4 кВ №1 ООО «РРТ-Озерки Нижнекамск - АЗС 45 ООО «Автодорсторй» |
19 |
ООО «РРТ-Озерки Нижнекамск», ВРУ-1 (0,4 кВ), Кл-0,4 кВ №2 ООО «РРТ-Озерки Нижнекамск - АЗС 45 ООО «Автодорсторй» |
20 |
ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р1 |
21 |
ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р2 |
22 |
ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р3 |
23 |
ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р4 |
24 |
ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р5 |
25 |
ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р6 |
26 |
ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р7 |
27 |
ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р8 |
28 |
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р1 |
29 |
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р2 |
30 |
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р3 |
31 |
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р4 |
32 |
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р5 |
33 |
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р6 |
34 |
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р7 |
35 |
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р8 |
36 |
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р9 |
37 |
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р10 |
38 |
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р11 |
39 |
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р12 |
40 |
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р13 |
41 |
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р14 |
42 |
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р15 |
43 |
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р16 |
44 |
ТП-85 (10/0,4 кВ),Ш с.ш., ф.1/5 |
45 |
Отпайка от ВЛ-10 кВ на КТП 250 кВА ООО «Кама-Ласт» |
46 |
Корпус №78 ОАО «Нижнекамскшина», ШР (0,4 кВ), А-9 |
47 |
Отпайка от ВЛ-10 кВ «яч.22 РРП-6-ТП-100, 106» на опоре №3 в сторону КТП-250 кВА |
48 |
ВРУ-1 ПЧ-57, ЩУЭ, ШР-2 (0,4 кВ), гр.1, Отходящий кабель к ВРУ-0,4 кВ АЗС №444 |
49 |
ВРУ-0,4 кВ Поликлиники, ввод от ТП-34 (6/0,4 кВ), II с.ш. (0,4 кВ), ф.8/2 |
50 |
ВРУ-0,4 кВ Поликлиники, ввод от ТП-34 (6/0,4 кВ), II с.ш. (0,4 кВ), ф.8/2 |
51 |
РП-4 (6 кВ), II с.ш., ф.57 |
52 |
РП-4 (6 кВ), IV с.ш., ф.2а |
Описание метрологических и технических характеристик ИИК, по которым производятся коммерческие расчеты на ОРЭМ, приведены в таблице 4 и 5.
АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
активной (реактивной) электроэнергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу электроэнергии;
средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
календарного времени и интервалов времени.
Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме фиксируются в энергонезависимой базе данных электросчетчиков, УСПД и ИВК.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках, УСПД и ИВК хранится служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ и другим участникам ОРЭМ.
В АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи (вторичным измерительным цепям) поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока в микропроцессорах счетчиков вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за этот период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Все электросчетчики обеспечивают ведение астрономического календаря, с возможностью коррекции текущего времени с верхнего уровня. Точность хода часов +/- 3 сек.
Измерительная информация сохраняется в энергонезависимой памяти
электросчетчиков.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает по запросу или в автоматическом режиме на входы УСПД где осуществляется хранение измерительной информации, ее дальнейшая обработка, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача накопленных данных по различным каналам связи (выделенным, GSM, КСПД и др.) на верхний уровень системы (ИВК). УСПД обеспечивают ведение астрономического календаря, с возможностью коррекции текущего времени с верхнего уровня. Точность хода часов +/- 1 сек.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача/прием информации в организации - участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК «ИКМ-Пирамида» через интернет провайдера.
Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Информация от смежных участников оптового рынка электроэнергии по измерениям передается в ИВК посредством электронной почты в согласованных заранее форматах (макетах типа 80020, 80040) и в дальнейшем используется при формировании отчетных данных с помощью ПО «Пирамида» при условии, что смежные системы АИИС КУЭ соответствуют всем требованиям, предъявляемым к информационно измерительным системам, которые могут использоваться для коммерческих расчетов на ОРЭМ. Каждой такой точке измерения присваивается свой индивидуальный номер, который позволяет однозначно идентифицировать соответствующую точку измерений и использовать полученную информацию для обработки, хранении и передачи заинтересованным пользователям АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт».
Для непосредственного подключения через оптический порт к отдельным счетчикам (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа NoteBook с установленным программным обеспечением «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» и устройством сопряжения оптического УСО-2 ИЛГШ.468351.008 ТУ с последующей передачей данных на АРМ ИВК «ИКМ-Пирамида».
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт», являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
В качестве сервера базы данных используется IBM PC совместимый компьютер в серверном исполнении и каналообразующей аппаратурой.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
измерение активной и реактивной электроэнергии нарастающим итогом;
периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени показаний счетчиков электрической энергии;
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача результатов измерений в организации-участники оптового и розничного рынков электроэнергии;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
передача журналов событий счетчиков и УСПД.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему (счетчики, УСПД, ИКМ, СБД). Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-2. Коррекция времени в УСВ-2 происходит от GPS-приемника.
Сервер синхронизирует время с устройством синхронизации времени УСВ-2. Синхронизация времени сервера происходит с периодичностью один раз в час, коррекция времени сервера с временем УСВ-2 осуществляется независимо от расхождении с временем УСВ-2, тем самым в ИВК обеспечивается ведение всемирного времени с погрешностью, не превосходящей ±1 с.
Сличение времени УСПД с временем сервера происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени более ±1,0 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
Программное обеспечение
Выполнение всех интеллектуальных функций ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивает прикладное программное обеспечение (ПО «Пирамида -2000»), которое внесено в Госреестр в составе ИВК «ИКМ-Пирамида» №45270-10.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных тарифных зон не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «ИКМ-Пирамида» и определяются классом точности применяемых трансформаторов тока, напряжения и электросчетчиков (кл. точности 0,2S; 0,5; 0,5S).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии в ИВК «ИКМ-Пирамида», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт», приведены в таблице 3.
Программное обеспечение (далее ПО) «Пирамида 2000» состоит из двух частей:
ПО «Пирамида 2000. Сервер» является серверной частью ПО «Пирамида 2000». Работает под управление операционной системы Windows на базе Microsoft SQL Server 2008. Выполняет функции:
- обеспечение сбора данных с различных интеллектуальных устройств по различным каналам и протоколам связи;
- ведение точного времени в системе;
- расчеты по собранным данным различных учетных показателей;
- контроль собранных и рассчитанных данных на достоверность;
- подготовка данных для отображения на автоматизированных рабочих местах (АРМ) диспетчеров и операторов комплекса;
- отслеживание состояния системы и регистрация возникающих в ней событий;
- автоматическое формирование и рассылка отчетов для внешних систем;
- обеспечение СОЕВ;
- взаимодействие с другими системами.
ПО «Пирамида 2000. АРМ» является клиентской частью ПО «Пирамида 2000». Работает под управление операционной системы Windows. Выполняет функции:
- подключение к базе данных и сервисам ПО «Пирамида 2000. Сервер»
- отображение и редактирование данных, собранных (рассчитанных) ПО «Пирамида 2000»;
- формирование отчетов.
Таблица 3
Наиме новани е ПО |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование ПО) |
№ версии ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
ПО «Пирамида 2000» |
модуль, объединяющий драйвера счетчиков |
Версия 10 |
7F25C98597E4995B240CF 0FF56873DE2 |
MD5 |
драйвер работы с БД |
85E2ACEF6EC2C930F63E B84844C0FCB9 | |||
DD16064F13B19F8EDFF9 A4291DFEFAC2 | ||||
драйвер работы с макетами форматов 800х0 |
2992E9C7FD70E017BDA7 05FFA05234BE | |||
драйвер работы с СОЕВ |
07D2FA4F827B2FBA012A FAA5C3A9C527 | |||
драйвера кэширования и опроса данных контроллеров и счетчиков СЭТ-4ТМ |
894B8C21B66F4B6BCBB5 52E8CD8FB269 | |||
драйвера кэширования и опроса данных контроллеров и счетчиков СЭТ-4ТМ, Меркурий-230 |
3030E2CD1386B8FB67288 C44A5AB9EA8 | |||
9A06CB388647A145ACB4 5397E92771AD | ||||
C191B0EED242C1D8DD3 FAACBF1B94244 | ||||
EC3102DC0C4994700519C D66FD51FFED | ||||
1295D3022B6DC99C497A 4C9F1FFE6402 | ||||
6A0D33E2287A5E5507EB ACEEEA6861D5 | ||||
A63BC946C9D0244FB639 E760ADDA0D81 | ||||
Метрологически значимые модули |
52E28D7B608799BB3CCE A41B548D2C83 | |||
6F557F885B737261328CD 77805BD1BA7 | ||||
48E73A9283D1E66494521 F63D00B0D9F | ||||
ECF532935CA1A3FD3215 049AF1FD979F | ||||
1EA5429B261FB0E2884F5 B356A1D1E75 |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений согласно МИ 3286-2010 соответствует уровню С.
Технические характеристики
Таблица 4
Параметр |
Значение |
1 |
2 |
Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электрической энергии. |
Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3 |
Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В частота, Гц |
220± 22 50 ± 1 |
Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и |
от -20 до +55 от -40 до +50 |
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл |
0,5 |
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения |
25-100 |
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % |
0,25 |
Первичные номинальные напряжения, кВ |
220; 110; 6; 0,4 |
Первичные номинальные токи, кА |
3;1; 0,8; 0,4; |
Номинальное вторичное напряжение, В |
100 |
Номинальный вторичный ток, А |
1;5 |
Количество точек учета (ИИК) шт. |
13 |
Интервал задания границ тарифных зон, минут |
30 |
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов, не более, секунд в сутки |
±5 |
Средний срок службы системы, лет |
15 |
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в Таблице 5.
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» и их основные метрологические характеристики
Таблица 5
№ п/п |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид измеряемо й энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
основная погрешн ость, % |
погрешнос ть в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
ПС «Заводская» (220/110/6) ВЛ-220 кВ. «Заводская -Танеко» |
TG-145 КТ 0,2S Ктт=1000/1 Госреестр № 30489-09 |
НКФ-220-58У1 КТ 0,5 Ктт= 220000/100 Госреестр № 1382-60 |
СЭТ-4ТМ.03.16 КТ 0,2s/0,5 Г осреестр № 36697-08 |
СИКОН С70 Г осреестр № 28822-05 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
2 |
ПС «Нижнекамская» (220/110/10) ВЛ-110 кВ. «Нижнекамская-Танеко» |
TG-145 КТ 0,2S Ктт=1000/1 Госреестр № 30489-09 |
НАМИ-110-УХЛ1 КТ 0,2 Ктт= 110000/100 Госреестр № 2421803 |
СЭТ-4ТМ.03.16 КТ 0,2s/0,5 Г осреестр № 36697-08 |
СИКОН С70 Г осреестр № 28822-05 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,4 |
±0,8 ±1,5 |
3 |
п\ст "Нижнекамская" (220/110/35/10 кВ), ОРУ-110 кВ, яч. 5 |
ТВ-110 КТ 0,2 Ктт=1000/1 Г осреестр № 20644-03 |
НКФ-110-57У1 КТ 0,2 Ктт= 110000/100 Г осреестр № 24218-03 |
СЭТ 4ТМ 03М КТ 0,2s/0,5 Г осреестр № 36697-08 |
СИКОН С70 Г осреестр № 28822-05 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
4 |
п\ст "Нижнекамская" (220/110/35/10 кВ), ОРУ-110 кВ, яч. 19 |
ТВ-110 КТ 0,2 Ктт=1000/1 Г осреестр № 20644-03 |
НКФ-110-57У1 КТ 0,2 Ктт= 110000/100 Г осреестр № 24218-03 |
СЭТ 4ТМ 03М КТ 0,2s/0,5 Г осреестр № 36697-08 |
СИКОН С70 Г осреестр № 28822-05 |
активная реактивная |
±1,0 ±1,9 |
±1,1 ±2,2 |
Продолжение таблицы 5
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
5 |
ПС «Узловая» (220/110/35/6) ВЛ-220 кВ. «Узловая-Танеко» |
TG-245 КТ 0,2S Ктт=1000/1 Госреестр № 15651-96 |
НКФ-220—58У1 КТ 0,5 Ктт= 220000/100 Г осреестр № 14626-00 |
СЭТ 4ТМ 03М КТ 0,2s/0,5 Г осреестр № 36697-08 |
СИКОН С1 Г осреестр № 15236-03 |
активная реактивная |
±1,0 ±1,2 |
±1,0 ±1,2 |
6 |
ПС «КБК» (110/6) ф-17 |
ТШЛ-10 КТ 0,5 S Ктт=3000/5 Госреестр № 6811-78 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49 |
Меркурий 230ART2-00 КТ 0,5s/1,0 Г осреестр № 23345-07 |
СИКОН С 70 Г осреестр № 28822-05 |
активная реактивная |
±1,5 ±2,7 |
±1,6 ±3,0 |
7 |
ПС «КБК» (110/6) ф-53 |
ТШЛ-10 КТ 0,5 S Ктт=3000/5 Госреестр № 6811-78 |
НАМИ-10 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 1109487 |
Меркурий 230ART2-00 КТ 0,5s/1,0 Г осреестр № 23345-07 |
СИКОН С 70 Г осреестр № 28822-05 |
активная реактивная |
±1,5 ±2,7 |
±1,6 ±3,0 |
8 |
ПС «КБК» (110/6) ф-18 |
ТШЛ-10 КТ 0,5 S Ктт=3000/5 Госреестр № 6811-78 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49 |
Меркурий 230ART2-00 КТ 0,5s/1,0 Г осреестр № 23345-07 |
СИКОН С 70 Г осреестр № 28822-05 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±1,6 ±3,0 |
9 |
ПС «КБК» (110/6) ф-54 |
ТШЛ-10 КТ 0,5 S Ктт=3000/5 Госреестр № 6811-78 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49 |
Меркурий 230ART2-00 КТ 0,5s/1,0 Г осреестр № 23345-07 |
СИКОН С 70 Г осреестр № 28822-05 |
активная реактивная |
±1,5 ±2,7 |
±1,6 ±3,0 |
10 |
ПС «КБК» (110/6) ф-8 |
ТЛК-10-6 (5) КТ 0,5 Ктт=800/5 Госреестр № 9143-01 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49 |
СЭТ 4ТМ 03.01 КТ 0,5s/1,0 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С 70 Г осреестр № 28822-05 |
активная реактивная |
±1,6 ±3,1 |
±1,8 ±4,2 |
Продолжение таблицы 5
И |
ПС «КБК» (110/6) ф-19 |
ТЛК-10-6 (5) КТ 0,5 Ктт=800/5 Госреестр № 9143-01 |
НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49 |
12 |
ПС «КБК» (110/6) ТСН-1 ГЩУ пан. 51 |
ТК-0,66 (5) КТ 0,5 Ктт=400/5 Госреестр № 1407-60 | |
13 |
ПС «КБК» (110/6) ТСН-2 ГЩУ пан. 51 |
ТК-0,66 (5) КТ 0,5 Ктт=400/5 Госреестр № 1407-60 |
СЭТ 4ТМ 03.01 КТ 0,5s/l,0 Госреестр № 27524-04 |
СИКОН С 70 Госреестр № 28822-05 |
активная реактивная |
±1,6 ±3,1 |
±1,8 ±4,2 |
СЭТ 4ТМ 02.02 |
СИКОН С 70 |
активная |
±1,6 |
±1,8 |
КТ 0,5/0,5 Госреестр № 20175-01 |
Госреестр № 28822-05 |
реактивная |
±2,8 |
±3,8 |
СЭТ 4ТМ 02.02 |
СИКОН С 70 |
активная |
±1,6 |
±1,8 |
КТ 0,5/0,5 Госреестр № 20175-01 |
Госреестр № 28822-05 |
реактивная |
±2,8 |
±3,8 |
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение от 0,98HHOM до 1,02 •UHOM;
• сила тока от 1ном до 1,2- 1№м, cos<p=0,9 инд;
• температура окружающей среды (20 ± 5) °С;
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети от 0,9- UHOM до 1,1 •UHOM;
• сила тока от 0,05^ 1ном до 1,2 ^1номдля ИИК 1-13;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °С до 60°С;
- для счетчиков электроэнергии Меркурий 230 от минус 40°С до 55°С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
- для сервера от 10 до 40°С
- для УСПД от минус 10 °С до 40°С
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 5. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
• счетчик электроэнергии Меркурий 230 - среднее время наработки на отказ не менее 150000 часов;
• УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
• УСПД (СИКОН С70) - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
• ИКМ «Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 7 сут;
• для УСПД Тв < 24 ч;
• для сервера Тв < 1 ч;
• для компьютера АРМ Тв < 1 ч.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
• панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
• защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 85 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6.
№ п/п |
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
1 |
2 |
3 |
4 |
1 |
Трансформатор тока |
TG-145 |
6 |
2 |
Трансформатор тока |
ТВ-110 |
6 |
3 |
Трансформатор тока |
TG-245 |
3 |
4 |
Трансформатор тока |
ТШЛ-10 |
12 |
5 |
Трансформатор тока |
ТЛК-10-6 (5) |
6 |
6 |
Трансформатор тока |
ТК-0,66 (5) |
6 |
7 |
Трансформатор напряжения |
НКФ-220-58У1 |
2 |
8 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110-УХЛ1 |
1 |
9 |
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57У1 |
2 |
10 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
1 |
11 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
12 |
Счётчик электрической энергии |
Меркурий 230 |
4 |
13 |
Счётчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03 |
4 |
14 |
Счётчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М |
5 |
15 |
Устройство сбора и передачи данных |
СИКОН С70 |
4 |
16 |
Устройство сбора и передачи данных |
СИКОН С1 |
1 |
17 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
18 |
Информационно-вычислительный комплекс |
ИКМ-"Пирамида" |
1 |
19 |
Программное обеспечение |
"Пирамида 2000" |
1 |
20 |
Методика поверки |
ТЭС 055.215.00.03.00 МП |
1 |
Продолжение таблицы 6.
1 |
2 |
3 |
4 |
21 |
Методика измерений |
ТЭС 055.215.00.03.00 МИ |
1 |
22 |
Формуляр |
ТЭС 055.215.00.03.00 ФО |
1 |
23 |
Руководство по эксплуатации |
ТЭС 055.215.00.03.00 РЭ |
1 |
Поверка
Поверка осуществляется по документу ТЭС 055.215.00.03.00 МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» Третья очередь. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «ЦСМ Татарстан» в сентябре 2014 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
- Меркурий 230 по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в мае 2007 г.;
- СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
- ИКМ «Пирамида» - по методике ВЛСТ 230.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2010 г.;
- УСПД СИКОН С1 - по методике поверки «ВЛСТ 166.00.000 И1», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г;
- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки «ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г;
- УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 до 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Сведения о методике измерений изложены в документе «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» Третья очередь. Методика измерений» ТЭС 055.215.00.03.00 МИ.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 ГОСТ Р 52323-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.