Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Татэнергосбыт" пятая очередь. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Татэнергосбыт" пятая очередь

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» пятая 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 многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    автоматические измерения 30-ти минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-ти минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

-периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии и значениях электроэнергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 минут и данных о состоянии средств измерений;

-хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные места (АРМы);

-предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны сервера ОАО «Сетевая компания»;

-обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей доступа и т.п.);

-диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-обеспечение подготовки данных об измеренных величинах и о состоянии средств измерений в заранее согласованных XML форматах (макетах) для передачи их по электронной почте участникам Оптового Рынка Электрической Энергии и Мощности (ОРЭМ), а так же приемки по электронной почте аналогичных макетов от АИИС КУЭ смежных участников ОРЭМ с последующей загрузкой полученных данных в специализированную базу данных АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт». Состав данных в макетах - результаты измерений и состояние средств измерений (формируются разными макетами);

-конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» включает в себя следующие уровни.

Первый уровень включает в себя измерительно-информационный комплекс (ИИК) и выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее -ТН), вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии (далее - счетчики), установленные на объектах, указанных в таблице 12.

Второй уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) и выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входят устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе «Сикон С1» (Госреестр №15236-03) и «Сикон С70» (Госреестр №28822-05), обеспечивающий интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы), УСПД предназначены для сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на уровень ИВК (АРМ).

Третий уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК). 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 (Госреестр№41681-10); технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей и программное обеспечение (ПО) "Пирамида 2000".

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 макетовXML 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.

Описание

АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:

1)    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;

2)    средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы

времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;

3) календарного времени и интервалов времени.

Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме фиксируется 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 электропитания 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 происходят 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 с.

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 с.

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) и в дальнейшем используется при формировании отчетных данных с помощью ПО «Пирамида 200» 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, хранения и передачи заинтересованным пользователям АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт».

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.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000».

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблицах с 1 по 10. Таблица 1

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcClients.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

Другие идентификационные данные (если имеются)

-

Таблица 2

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcLeakage.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

Другие идентификационные данные (если имеются)

-

Таблица 3

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcLosses.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac

Другие идентификационные данные (если имеются)

-

Таблица 4

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

Другие идентификационные данные (если имеются)

-

Таблица 5

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ParseBin.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

Другие идентификационные данные (если имеются)

-

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ParseIEC.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

Другие идентификационные данные (если имеются)

-

Таблица 7

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ParseModbus.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48

Другие идентификационные данные (если имеются)

-

Таблица 8

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ParsePiramida.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

Другие идентификационные данные (если имеются)

-

Таблица 9

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

SynchroNSI.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09

Другие идентификационные данные (если имеются)

-

Таблица 10

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Другие идентификационные данные (если имеются)

-

Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО - MD5.

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - высокой (в соответствии с Р 50.2.077-2014).

Параметр

Значение

Параметры питающей сети переменного тока:

-    напряжение, В

-    частота, Г ц

220± 22 50 ± 1

Температурный диапазон окружающей среды для:

-    счетчиков электрической энергии, °С

-    трансформаторов тока и напряжения, °С

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

500; 220; 35; 10; 6;

Первичные номинальные токи, кА

3; 2; 1,5; 1,2; 0,6; 0,4; 0,3; 0,2; 0,15; 0,1

Номинальное вторичное напряжение, В

100

Номинальный вторичный ток, А

1;5

Количество точек учета (ИИК) шт.

41

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

п/п

Наименование

объекта

Состав измерительного канала

Вид

измеря

емой

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

основная

погрешность,

%

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ОАО «Татэнергосбыт» - ООО «ЭнергоСбытовая Компания Башкортостана»

1

ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10) ВЛ 500 кВ Бугульма-Бекетово

8АБ-550;КТ 0,2S Ктт=3000/1 Г осреестр № 25121-07

ТЕМР-550;

КТ 0,2 Ктт 500000/100,

Г осреестр №2547403

СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08

СИКОН С1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±0,9

±1,0

±2,4

±2,5

2

ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10) ВЛ 500 кВ Бугульма-Бекетово(резерв)

SAS-550; КТ 0,2S Ктт=3000/1 Г осреестр № 25121-07

ТЕМР-550;

КТ 0,2 Ктт 500000/100,

Г осреестр №2547403

СЭТ -4ТМ.02 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 20175-01

СИКОН С1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±0,9

±1,0

±2,4

±2,5

3

ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10 ) ВЛ 220 кВ Бугульма -Аксаково

ТФНД-220 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Г осреестр № 3694-73

НКФ-220-58У1 КТ 0,5 Ктт= 220000/100 Г осреестр № 14626-06

СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08

СИКОН С1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,2

±1,4

±2,9

±3,9

4

ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10 ) ВЛ 220 кВ Бугульма -Аксаково (резерв)

ТФНД-220 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Г осреестр № 3694-73

НКФ-220-58У1 КТ 0,5 Ктт= 220000/100 Г осреестр № 14626-06

СЭТ -4ТМ.02 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 20175-01

СИКОН С1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,2

±1,4

±2,9

±3,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5

ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10 ) ВЛ 220 кВ Бугульма-Туймазы

ТФНД-220 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Г осреестр № 3694-73

НКФ-220-58У1 КТ 0,5 Ктт= 220000/100 Г осреестр № 14626-06

СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08

СИКОН С1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,2

±1,4

±2,9

±3,9

6

ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10 ) ВЛ 220 кВ Бугульма-Туймазы (резерв)

ТФНД-220 КТ 0,5 Ктт=1200/1 Г осреестр № 3694-73

НКФ-220-58У1 КТ 0,5 Ктт= 220000/100 Г осреестр № 14626-06

СЭТ -4ТМ.02 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 20175-01

СИКОН С1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,2

±1,4

±2,9

±3,9

7

ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10 ) ОВ -220 кВ

ТФНД-220 КТ 0,5 Ктт=2000/1 Г осреестр № 3694-73

НКФ-220-58У1 КТ 0,5 Ктт= 220000/100 Г осреестр № 14626-06

СЭТ -4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08

СИКОН С1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,2

±1,4

±2,9

±3,9

8

ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10 ) ОВ -220 кВ (резерв)

ТФНД-220 КТ 0,5 Ктт=2000/1 Г осреестр № 3694-73

НКФ-220-58У1 КТ 0,5 Ктт= 220000/100 Г осреестр № 14626-06

СЭТ -4ТМ.02 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 20175-01

СИКОН С1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,2

±1,4

±2,9

±3,9

9

ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10 ) Плавка гололеда 35кВ

ТФНД-35 КТ 0,5 Ктт=1500/5 Г осреестр № 3689-73

ЗНОМ-35 КТ 0,5 Ктт= 35000/100 Госреестр № 91270

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОН С1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,2

±1,4

±2,9

±3,9

10

ПС Бугульма-500 (500/220/110/35/10 ) Плавка гололеда 35кВ(резерв)

ТФНД-35 КТ 0,5 Ктт=1500/5 Г осреестр № 3689-73

ЗНОМ-35 КТ 0,5 Ктт= 35000/100 Госреестр № 91270

СЭТ -4ТМ.02 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 20175-01

СИКОН С1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,2

±1,4

±2,9

±3,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС «Бавлы»

11

ПС Бавлы (110/35/6) ВЛ-35 кВ Бавлы-Якшеево 7-711

ТФН-35 КТ 0,5 Ктт=150/5 Г осреестр № 3690-73

НАМИ-35 КТ 0,5 Ктт= 35000/100 Г осреестр № 19813-09

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2 S /0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОНС1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

12

ПС Бавлы (110/35/6) ВЛ-35 кВ Бавлы-Якшеево 7-711(резерв)

ТФН-35 КТ 0,5 Ктт=150/5 Г осреестр № 3690-73

НАМИ-35 КТ 0,5 Ктт= 35000/100 Г осреестр № 19813-09

СЭТ -4ТМ.02 КТ 0,5S/0,5 Г осреестр № 20175-01

СИКОНС1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,7

±1,9

±3,4

±4,2

ПС «Тумутук»

13

ПС Тумутук (110/35/6) ВЛ-35 кВТумутук-Юзеево

ТФЗМ 35А-У1; КТ 0,5 Ктт=100/5 Г осреестр № 26417-06

НАМИ-35 КТ 0,5 Ктт= 35000/100 Г осреестр № 19813-09

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2 S /0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОНС1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

14

ПС Тумутук (110/35/6) ВЛ-35 кВТумутук-Юзеево(резерв)

ТФЗМ 35А-У1; КТ 0,5 Ктт=100/5 Г осреестр № 26417-06

НАМИ-35 КТ 0,5 Ктт= 35000/100 Г осреестр № 19813-09

СЭТ -4ТМ.02 КТ 0,5S/0,5 Г осреестр № 20175-01

СИКОНС1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,7

±1,9

±3,4

±4,2

15

ПС Тумутук (110/35/6) ВЛ-35 кВТумутук -Куштеряк ф.6кВ 27-04

ТОЛЮ; КТ 0,5 Ктт=200/5 Г осреестр № 7069-02

НАМИ-10 КТ 0,5 Ктт= 10000/100 Г осреестр № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2 S /0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОНС1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

16

ПС Тумутук (110/35/6) ВЛ-35 кВТумутук -Куштеряк ф.6кВ 27-04 (резерв)

ТОЛЮ; КТ 0,5 Ктт=200/5 Г осреестр № 7069-02

НАМИ-10 КТ 0,5 Ктт= 10000/100 Г осреестр № 11094-87

СЭТ -4ТМ.02 КТ 0,5S/0,5 Г осреестр № 20175-01

СИКОНС1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,7

±1,9

±3,4

±4,2

ПС «Ютаза»

17

ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф.45-05

ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=200/5 Г осреестр № 7069-02

НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОНС1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

18

ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-15

ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=200/5 Г осреестр № 7069-02

НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОНС1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

ОАО «Татэнергосбыт» - ООО «Энергосбытовая компания» (ООО «Башнефть-добыча» в границах республики Башкортостан)

ПС «Александровка»

19

ПС

Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф.8-01

ТОЛ-10-1-1 У2 КТ 0,5 Ктт=300/5 Г осреестр № 15128-07

НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 38049

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОНС1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

20

ПС

Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 8-02

ТОЛ-10-1-1У2 КТ 0,5 Ктт=300/5 Г осреестр № 15128-07

НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 38049

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОН С1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

21

ПС

Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 8-03

ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Г осреестр № 7069-07

НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 38049

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОН С1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

22

ПС

Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф.8-04

ТОЛ-10-1-1 У2

КТ 0,5 Ктт=300/5 Г осреестр № 15128-07

НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 38049

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОН С1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

23

ПС

Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 8-05

ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=200/5 Г осреестр № 7069-07

НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 38049

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОН С1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

24

ПС

Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф.8-06

ТОЛ-10-1-1 У2

КТ 0,5 Ктт=300/5 Г осреестр № 15128-07

НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 38049

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОН С1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

25

ПС

Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф.8-07

ТОЛ-10-1-1 У2

КТ 0,5 Ктт=300/5 Г осреестр № 15128-07

НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 38049

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОН С1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

26

ПС

Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 8-08

ТОЛ-10-1-1 У2 КТ 0,5 Ктт=300/5 Г осреестр № 15128-07

НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОНС1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

27

ПС

Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 8-09

ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=300/5 Г осреестр № 7069-07

НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОНС1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

28

ПС

Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф.8-10

ТОЛ-10-1-1 У2 КТ 0,5 Ктт=300/5 Г осреестр № 15128-07

НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОНС1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

29

ПС

Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 8-11

ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=600/5 Г осреестр № 7069-07

НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОНС1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

30

ПС

Александровка (110/6) ВЛ-6кВ, ф.8-12

ТОЛ-10

КТ 0,5 Ктт=400/5 Госреестр № 706907

НТМИ-6 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОНС1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

ПС «Ютаза»

31

ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-01

ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=600/5 Г осреестр № 7069-02

НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОНС1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

32

ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-02

ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Г осреестр № 7069-02

НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОНС1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

33

ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-03

ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=600/5 Г осреестр № 7069-02

НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОНС1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

34

ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф.45-04

ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Г осреестр № 7069-02

НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОНС1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

35

ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-08

ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Г осреестр № 7069-02

НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОНС1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

36

ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-09

ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Г осреестр № 7069-02

НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОНС1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

37

ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-10

ТОЛ-10

КТ

0,5Ктт=600/5 Г осреестр № 7069-02

НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОН С1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

38

ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф.45-12

ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=200/5 Г осреестр № 7069-02

НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОН С1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

39

ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-13

ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=400/5 Г осреестр № 7069-02

НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОН С1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

40

ПС Ютаза (110/6) ВЛ-6кВ, ф. 45-14

ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=300/5 Г осреестр № 7069-02

НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктт= 6000/100 Г осреестр № 20186-00

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2/0,5 Г осреестр № 27524-04

СИКОН С1 Г осреестр № 1523603

активная

реактивная

±1,6

±1,8

±3,4

±4,2

ОАО «Татэнергосбыт» - ФСК ЕЭС МЭС Урала

ПС «Щелоков-500»

41

ВЛ 500 кВ Щелоков-Удмуртская

SAS 550 КТ 0,2S Ктт=2000/1 Г осреестр №25121-07

VEOS 525 КТ 0,2 Ктн= 500000/100 Г осреестр №37113-08

СЭТ-4ТМ.03.16 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр №2752404

СИКОН С70 Г осреестр № 28822-05

активная

реактивная

±0,9

±1,0

±2,4

±2,5

Данные поступающие с автоматизированных информационных измерительнных систем учета

пп.

№ т. и.

Точка измерений

Наименование системы, номер Г осреестра

Код точки измерений

Наименование точки измерений

1

2

3

4

5

ОАО «Татэнергосбыт» - ФСК

ЕЭС МЭС Урала

1

42

182030001103101

ПС 500 кВ Удмуртская; ВЛ-500 кВКармановская ГРЭС

Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной для коммерческого учета электроэнергии "ПС 500 кВ. Удмуртская" регистрационный № 46469-10.

2

43

182030001103201

ПС 500 кВ Удмуртская; ВЛ-500 кВ «500кВ Щелоков»

ОАО «Татэнергосбыт» - ООО «Энерго Сбытовая Компания Башкортостана»

3

44

023030001103102

ВЛ-500кВ Кармановская ГРЭС -Удмуртская

(от Кармановской ГРЭС до опоры 113)

Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОРЭ ООО «Энергетическая сбытовая компания Башкортостана» регистрационный №58406-14, в которую информация поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы автоматизированной информационно- измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «БГК» регистрационный №52559-13.

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 0,98ином до 1,02 ином;

•    сила тока от 1ном до 1,2- 1ном, coSp=0,9 инд;

•    температура окружающей среды (20 ± 5) °С;

5.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

•    напряжение питающей сети от 0,9- ином до 1,1 ином;

•    сила тока от 0,05- 1ном до 1,2 Тном ;

•    температура окружающей среды:

-    для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ от минус 40 °С до 60°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 19832001, 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 3. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно МИ 2999-2011. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.После замены измерительных компонентов и восстановления ИК предъявить ИК на внеочередную поверку.

Для разных сочетаний классов точности измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии пределы допускаемых относительных погрешностей измерения энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации рассчитываются согласно алгоритмам, приведенным в «Методике поверки» АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» пятая очередь».

Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (ёр), рассчитываютсяпо следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):

,где

др - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;

дэ-пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.З измерения электроэнергии, в %;

К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;

Ке - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт*ч);

Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;

Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.

Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:

At

= - * Ю0%

3600 Гф

где,

At - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах); ^р - величина интервала усреднения мощности (в часах).

Надежность применяемых в системе компонентов:

•    электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т= 90000 ч, среднее

время восстановления работоспособности tв=2 ч;

•    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т= 75000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв=1 ч;

•    ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т= 100000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв=1 ч.

Надежность системных решений:

•    Резервирование питания электросчетчиков от цепей переменного тока 220в, УСПД

и ИВК с помощью источника бесперебойного питания и устройств АВР ;

•    Резервирование каналов связи: информация о результатах измерений и состоянии

средств измерений может передаваться/приниматься в/от организации-участники ОРЭМ по коммутируемым каналам связи, GSM и по электронной почте; Регистрация событий:

•    В журнале событий счетчика;

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

•    Журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    коррекция времени в счетчике и УСПД;

-    пропадания напряжения.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.

Комплектность

Комплект поставки приведен в таблице 14.

Таблица 14

№п

Наименование

Тип

Госреестра

Количеств о, шт.

1

2

3

4

5

1

Трансформатор тока

SAS-550

25121-07

6

2

Трансформатор тока

ТФНД-220

3694-73

9

3

Трансформатор тока

ТФНД-35

3689-73

3

4

Трансформатор тока

ТФН-35

3690-73

2

5

Трансформатор тока

ТФЗМ 35А-У1

26417-06

2

6

Трансформатор тока

ТОЛЮ

7069-02

34

7

Трансформатор тока

ТОЛ-10-1-1 У2

15128-07

14

8

Трансформатор напряжения

ТЕМР-550

25474-03

3

9

Трансформатор напряжения

НКФ-220-58У1

14626-06

6

10

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35

912-70

3

11

Трансформатор напряжения

НАМИ-35

19813-09

2

12

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

11094-87

1

13

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95

20186-00

2

14

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

380-49

2

15

Трансформатор напряжения

VEOS 525

37113-08

3

16

Счётчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М.16

36697-08

5

17

Счётчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.02

20175-01

8

18

Счётчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

28

19

Устройство сбора и передачи данных

СИКОН С70

28822-05

1

20

Устройство сбора и передачи данных

СИКОН С1

15236-03

8

21

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

41681-10

1

22

Информационно-вычислительный

комплекс

ИКМ «Пирамида»

45270-10

1

23

Программное обеспечение

"Пирамида 2000"

-

1

24

Методика поверки

ТЭС 055.215.00.05.00ПМ

-

1

25

Формуляр

ТЭС 055.215.00.05.00 ФО

-

1

26

Руководство по эксплуатации

ТЭС 055.215.00.05.00РМ

-

1

Поверка

осуществляется по документу ТЭС 055.215.00.05.00ПМ «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» пятая очередь. Методика поверки», утвержденному ЦИ СИ ФБУ «ЦСМ Татарстан» в 2015 г.

Перечень основных средств поверки:

-    средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

-    средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

-    средства поверки счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.02 по документу«Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;

-    средства поверки счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 в соответствии сметодикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03.Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;

-    средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;

-    средства поверки УСВ-2 в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИИФ-ТРИ в 2004г.

-    средства поверки контроллеров УСПД «СИКОН С1» в соответствии с методикой поверки «ВЛСТ 166.00.000 И1», утвержденной в 2003 г.;

-    средства поверки контроллеров УСПД «СИКОН С70» в соответствии с методикой поверки «ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденной в 2005 г.

-    радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы«Г лонас»,GlobalPositioningSystem (GPS).

Сведения о методике измерений изложены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно - измерительной системы коммерческого учета (АИИС КУЭ) ОАО «Татэнергосбыт» пятая очередь». ТЭС 055.215.00.05.00 МИ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» пятая очередь

1.    ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общиетехнические условия.

2.    ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

3.    ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Стадии создания.

Развернуть полное описание