Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Татэнергосбыт" двенадцатая очередь
| Номер в ГРСИ РФ: | 80500-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Татэнергосбыт", г. Казань |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Татэнергосбыт» двенадцатая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 80500-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Татэнергосбыт" двенадцатая очередь |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 819 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "Татэнергосбыт" (АО "Татэнергосбыт"), г. Казань
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 14.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 80500-20: Описание типа СИ | Скачать | 570.5 КБ | |
| 80500-20: Методика поверки МП СМО-2610-2020 | Скачать | 12.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Татэнергосбыт» двенадцатая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
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 (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С1, СИКОН С70 (далее - УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000» и каналообразующую аппаратуру.
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков для ИК № 1-2, 10-16 поступает на входы УСПД СИКОН С1, где выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление
и передача накопленных данных по каналам связи на верхний уровень АИИС КУЭ, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков для ИК №№ 4-5 поступают на входы УСПД СИКОН С70, где выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по каналам связи на верхний уровень АИИС КУЭ, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков для ИК №№ 3, 6-9 поступает на сервер БД, где выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, осуществляется хранение измерительной информации.
На верхнем - третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации и оформление отчетных документов.
Сервер БД обеспечивает прием измерительной информации от следующих АИИС КУЭ сторонних организаций:
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» (ЕЦСОИ), регистрационный № 7052918;
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Метро Кэш энд Керри» 2011, регистрационный № 4666511;
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Помары», регистрационный № 59476-14;
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Волжская, регистрационный № 67012-17;
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10 кВ Вятские Поляны, регистрационный № 65441-16;
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110-35 кВ ОАО «Кировэнерго», регистрационный № 34874-07.
Сервер БД также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц (предприятий потребителей, сетевых организаций, смежных субъектов ОРЭМ и др.), получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ).
АРМ субъекта ОРЭМ по сети Internet с использованием электронной подписи (далее -ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, принимающим сигналы точного времени от навигационных космических аппаратов систем (ГНСС) ГЛОНАСС/GPS.
УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±1 с. Сервер БД обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД (СИКОН С1, СИКОН С70). Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов сервера БД и УСПД более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков для ИК №№ 3, 6-9 проводится при расхождении часов счетчиков и сервера БД более чем на ±2 с. Коррекция часов счетчиков для ИК №№ 1-2, 4-5, 1016 проводится при расхождении часов счетчиков и УСПД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) 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 модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета CalcClients.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
E55712D0B1B219065 D63DA949114DAE4 |
MD5 |
|
Модуль расчета небаланса энергии/мощности CalcLeakage.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
B1959FF70BE1EB17C8 3F7B0F6D4A132F | |
|
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах CalcLosses.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
D79874D10FC2B156A0 FDC27E1CA480AC | |
|
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений Metrology.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
52E28D7B608799BB3 CCEA41B548D2C83 | |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе ParseBin.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
6F557F885B73726132 8CD77805BD1BA7 | |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК ParseIEC.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
48E73A9283D1E66494 521F63D00B0D9F |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus ParseModbus.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
C391D64271ACF4055B B2A4D3FE1F8F48 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида ParsePiramida.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
ECF532935CA1A3FD3 215049AF1FD979F |
MD5 |
|
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации SynchroNSI.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
530D9B0126F7CDC23E CD814C4EB7CA09 | |
|
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени VerifyTime.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
1EA5429B261FB0E288 4F5B356A1D1E75 |
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД/ УСВ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ПС 35 кВ Кучуково, ОРУ-35 кВ, 1 с.ш. 35 кВ, ВЛ 35 кВ Кучуково -Варзи Ятчи |
ТОЛ 35 -Ш Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 47959-11 |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 19813-09 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±2,8 ±4,2 |
|
2 |
ПС 35 кВ Красный Бор, ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ Быргында -Красный Бор |
ТОЛ 35-II Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 21256-03 |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 19813-09 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±2,8 ±4,2 |
|
3 |
ВЛ 10 кВ ф.13 ПС 110 кВ Пурга, оп.29, ПКУ-10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 32139-06 |
ЗНОЛП Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 23544-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
-/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±2,8 ±4,2 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
4 |
ПС 110 кВ Крыловка, ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 46, КЛ-10 кВ |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 |
|
5 |
ПС 110 кВ Крыловка, ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч. 9, КЛ-10 кВ |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 | |
|
6 |
ТП 10 кВ 16-7, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.7, КЛ-10 кВ |
ТОЛ-10 III Кл. т. 0,2S Ктт 75/5 Рег. № 36308-07 |
НОЛП-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 27112-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
-/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,7 ±3,9 |
|
7 |
ТП 10 кВ 16-7, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.8, КЛ-10 кВ |
ТОЛ-10 III Кл. т. 0,2S Ктт 75/5 Рег. № 36308-07 |
НОЛП-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 27112-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,7 ±3,9 | |
|
8 |
ПС 220 кВ Зеленодольская, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Зеленодольская -Волжская |
ТОГФ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2S Ктт 300/1 Рег. № 61432-15 |
НДКМ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 220000/^3/100/^3 Рег. № 60542-15 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,7 ±3,9 | |
|
9 |
ПС 220 кВ Зеленодольская, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Зеленодольская -Помары |
ТОГФ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2S Ктт 600/1 Рег. № 61432-15 |
НДКМ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 220000/^3/100/^3 Рег. № 60542-15 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,7 ±3,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
10 |
ПС 110 кВ Кукмор, ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, отпайка от ВЛ 110 кВ Вятские Поляны - Малмыж с отпайками |
ТФЗМ-110Б-1У1 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 2793-71 |
НКФ110-83У1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 |
|
11 |
ПС 110 кВ Кукмор, ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, отпайка от ВЛ 110 кВ Вятские Поляны - Малмыж с отпайками (резерв) |
ТФЗМ-110Б-1У1 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 2793-71 |
НКФ110-83У1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 | |
|
12 |
ПС 110 кВ Кукмор, ОРУ-110 кВ, ОВ 110 кВ |
ТФЗМ-110Б-1У1 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 2793-71 |
НКФ110-83У1 Кл. т. 0,5 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 | |
|
13 |
ПС 110 кВ Сардек, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ввод 10 кВ Т-1 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 2473-69 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 |
|
14 |
ПС 110 кВ Сардек, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ввод 10 кВ Т-1 (резерв) |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 2473-69 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 | |
|
15 |
ПС 110 кВ Сардек, РУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТТИ-А Кл. т. 0,5 S Ктт 100/5 Рег. № 28139-12 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±3,0 ±5,5 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
16 |
ПС 110 кВ Сардек, РУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-1 (резерв) |
ТТИ-А Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 28139-12 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С1 Рег. № 15236-03/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±4,2 ±7,1 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 | |||||||
|
Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3. Погрешность в рабочих условиях указана для: - cos9 = 0,8инд 1=0,01 -Хном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 15-16 от минус 40 до плюс 60 °C. - cos9 = 0,8инд Х=0,02^Хном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1-3, 6-9 от минус 40 до плюс 60 °C. - cos9 = 0,8инд Х=0,05^Хном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 4-5, 10-14 от минус 40 до плюс 60 °C. 4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5. Допускается замена ТТ, ТН 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. 6. Допускается замена УСВ и УСПД на аналогичные, утвержденных типов. 7. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
16 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom |
от 99 до 101 |
|
- ток, % От Ihom |
от 100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, ОС |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % От Ihom для ИК №№ 15-16 |
от 1 до 120 |
|
для ИК №№ 1-3, 6-9 |
от 2 до 120 |
|
для ИК №№ 4-5, 10-14 |
от 5 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
От 0,5инд дО 0,8емк |
|
- частота, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС |
от -40 до +40 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков,ОС |
от -40 до +60 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД: СИКОН С1; СИКОН С70 |
от -10 до +50 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения УСВ-3: |
от -25 до +60 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, ОС |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: Типа СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03.08 (рег. № 27524-04) - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Типа СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08) - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Типа СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.03М.09 (рег. № 36697-12) - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Типа СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.03М.16 (рег. № 36697-17) - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
1 |
2 |
|
УСПД: СИКОН С1, СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСВ-3: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
113 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее |
45 |
|
- хранение данных 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 счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип (обозначение) |
Количество, шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ 35-II |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-110Б-ГУ1 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТТИ-А |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 III |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ 35-III |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОГФ-220 УХЛ1 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ110-83У1 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НОЛП-10 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
НДКМ-220 УХЛ1 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 |
2 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03.08 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.09 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
5 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.16 |
2 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
СИКОН С1 |
4 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
СИКОН С70 |
1 |
|
Программное обеспечение |
«Пирамида 2000» |
1 |
|
Методика поверки |
МП СМО-2610-2020 |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.819 ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП СМО-2610-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Татэнергосбыт» двенадцатая очередь. Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 02.11.2020 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03.08 (рег. № 27524-04) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ 411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ 411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.03М.09 (рег. № 36697-12) - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.03М.16 (рег. № 36697-17) - по документу ИЛГШ 411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.ОЗМ, СЭТ-4ТМ.О2М. Руководство по эксплуатации». Часть 2. «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03 апреля 2017 г.;
- УСПД СИКОН С1 (Рег. № 15236-03) - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С1. Методика поверки ВЛСТ 235.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2008 году;
- УСПД СИКОН С70 (Рег. № 28822-05) - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С 70. Методика поверки», утвержденным ВНИИМС в 2005 году;
- устройство синхронизации времени УСВ-3 (Рег. № 64242-16) - по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;
- энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;
- миллитесламетр Ш1-15У, Рег. № 37751-08;
- термогигрометр «Ива-6Н-Д», Рег. № 46434-11;
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6, Рег. № 257-49.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Татэнергосбыт» двенадцатая очередь, аттестованном ФБУ «Ивановский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.311260 от 17.08.2015 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Смотрите также
