Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Татэнергосбыт" седьмая 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" седьмая 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» седьмая 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-информационные комплексы (ИИК) и выполняет функцию автоматического проведения измерений в точках 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 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.

Описание метрологических и технических характеристик ИИК, по которым производятся коммерческие расчеты на ОРЭМ, и которые включены в АИИС КУЭ смежных субъектов ОРЭМ по отношению к ОАО «Татэнергосбыт», приведены в приложениях (описании типов средств измерений) свидетельств об утверждении типов средств измерений данных АИИС КУЭ. Номера Г осреестра по каждой АИИС КУЭ смежных субъектов ОРЭМ приведены в таблице 13.

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 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 с.

Измерительная информация сохраняется в энергонезависимой памяти электросчетчиков.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступаетпо 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 ± 2 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 зараннее 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 програмное 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 - высокий (в соответствии с Р 50.2.077-2014).

Таблица 11

Параметр

Значение

Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электрической энергии

Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 12

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 минус 40 до 60; от минус 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

%ервичные номинальные напряжения, кВ

220; 110; 35

Первичные номинальные токи, кА

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

Номинальное вторичное напряжение, В

100

Номинальный вторичный ток, А

1; 5

Количество точек учета (ИИК) шт.

13

Интервал задания границ тарифных зон, минут

30

Пределы допускаемой абсолютной погрешности хода часов, не более, секунд в сутки

±5

Средний срок службы системы, лет

15

п/п

Наименование объекта и ИИК

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» - ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Урала (по сетям Оренбу]

ргской области)

1

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

ТФНД-220 -1; Коэфф. тр. 1200/1 КТ 0,5 Госреестр № 369473

НК Ф-220-5 8 ; К Т 0,5 Коэфф. тр. 220000/100,

№Гос. р. 14626-06

С Э Т -4 ТМ . 0 3 М К Т 0 , 2 S/0 , 5 Г осреестр № 36697-08

СИКОН С 7 0 Г осреестр № 28822-05

актив ная реактивная

± 0 , 8

±1,9

±0,9

±2,9

2

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

ТФНД-220 -1; Коэфф. тр. 1200/1 КТ 0,5 Госреестр № 369473

НК Ф-220-5 8 ; К Т 0,5 Коэфф. тр. 220000/100,

№Гос. р. 14626-06

С Э Т -4 ТМ . 0 3 М К Т 0 , 2 S/0 , 5 Г осреестр № 36697-12

СИКОН С 7 0 Г осреестр № 28822-05

активная реактивная

± 0 , 8

± 1 ,9

±0,9

±2,9

3

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

ТФНД-220 -1; Коэфф. тр. 600/1 КТ 0,5 Госреестр № 369473

НКФ-220-58; КТ 0 , 5 К оэ ф ф . тр . 220000/100, №Гос. р. 1462606

С Э Т -4 ТМ . 0 3 М К Т 0 , 2 S/0 , 5 Г осреестр № 36697-08

СИКОН С 7 0 Г осреестр № 28822-05

активная реактивная

± 0 , 8

± 1 ,9

±0,9

±2,9

4

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

ТФНД-220 -1; Коэфф. тр. 600/1 КТ 0,5 Госреестр № 369473

НКФ-220-58; КТ 0 , 5 К оэ ф ф . тр . 220000/100, №Гос. р. 1462606

С Э Т -4 ТМ . 0 3 М К Т 0 , 2 S/0 , 5 Г осреестр № 36697-12

СИКОН С 7 0 Г осреестр № 28822-05

активная реактивная

± 0 , 8

± 1 ,9

±0,9

±2,9

5

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

ТФНД-220 -1; Коэфф. тр. 2000/1 КТ 0,5 Г осреестр № 3694-73

НКФ-220-58; КТ 0 , 5 К оэ ф ф . тр . 220000/100, №Гос. р. 1462606

С Э Т -4 ТМ . 0 3 М К Т 0 , 2 S/0 , 5 Г осреестр № 36697-08

СИКОН С 7 0 Г осреестр № 28822-05

активная реактивная

± 0 , 8

± 1 ,9

±0,9

±2,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

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

ТФНД-220 -1; Коэфф. тр. 2000/1 КТ 0,5 Г осреестр № 3694-73

НКФ-220-58; КТ 0 , 5 К оэ ф ф . тр . 220000/100, №Гос. р. 1462606

С Э Т -4 ТМ . 0 3 М К Т 0 , 2 S/0 , 5 Г осреестр № 36697-12

СИК ОН С70 Г осреестр № 28822-05

активная

реактивная

±0, 8

± 1 ,9

±0,9

±2,9

ОАО «Татэнергосбыт» - ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Урала (по сетям Кировской области)

7

ПС Кутлу-Букаш 220 (220/110/35/6) ВЛ 220 кВ Кутлу-Букаш -Вятские Поляны

ТОГФ-220 КТ 0,2S Ктт=1000/5 Г осреестр № 46527-11

ЗНГ-УЭТМ КТ 0,2 Ктт= 220000/100 Г осреестр № 53343-13

СЭТ -4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-12

СИКОН С70 Г осреестр № 28822-05

активная

реактивная

±0,7

±1,8

±0,8

±3,9

ОАО «Татэнергосбыт» - ОАО «Ульяновскэнерго»

8

ПС Раково ВЛ-110 кВ Раково-Ишеевка

ТФЗМ-110Б КТ 0,5 Ктт=300/5 Г осреестр № 24811-03

НКФ-110- 83У1 КТ 0,5 Ктт= 110000/100 Г осреестр № 1188-84

СЭТ -4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-12

СИКОН С70 Г осреестр № 28822-05

активная

реактивная

±0,8

±1,9

±0,9

±2,9

9

ПС Раково ВЛ-110 кВ Раково-Ишеевка (резерв)

ТФЗМ-110Б КТ 0,5 Ктт=300/5 Г осреестр № 24811-03

НКФ-110- 83У1 КТ 0,5 Ктт= 110000/100 Г осреестр № 1188-84

СЭТ -4ТМ.02.2 КТ 0,5/1,0 Г осреестр № 20175-01

СИКОН С70 Г осреестр № 28822-05

активная

реактивная

±1,0

±2,1

±1,3

±3,9

10

ПС Болгары ВЛ-110 кВ Болгары-Кр.Река с заходом на ПС Матвеевка и отпайкой на ПС Жедяевка

TG

КТ 0,2S Ктт=300/5 Г осреестр № 30489-09

ЗНГ КТ 0,2 Ктт= 110000/100 Г осреестр № 41794-09

СЭТ -4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-12

СИКОН С70 Г осреестр № 28822-05

активная

реактивная

±0,8

±1,9

±0,9

±2,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

11

ПС Болгары ВЛ-110 кВ Болгары-Кр.Река с заходом на ПС Матвеевка и отпайкой на ПС Жедяевка (резерв)

TG

КТ 0,2S Ктт=300/5 Г осреестр № 30489-09

ЗНГ КТ 0,2 Ктт= 110000/100 Г осреестр № 41794-09

СЭТ -4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-12

СИКОН С70 Г осреестр № 28822-05

активная

реактивная

±0,8

±1,9

±0,9

±2,9

12

ПС Иске-Рязап ВЛ-35 кВ Иске-Рязап -Тиинск с заходом на ПС Хмелевка

ТФЗМ-35А-У1 КТ 0,5 Ктт=150/5 Г осреестр № 26417-06

ЗНОМ-35-65У1 КТ 0,5 Ктт= 35000/100 Г осреестр № 912-70

СЭТ -4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-12

СИКОН С1 Г осреестр № 15236-03

активная

реактивная

±0,8

±1,9

±0,9

±2,9

13

ПС Иске-Рязап ВЛ-35 кВ Иске-Рязап -Тиинск с заходом на ПС Хмелевка (резерв)

ТФЗМ-35А-У1 КТ 0,5 Ктт=150/5 Г осреестр № 26417-06

ЗНОМ-35-65У1 КТ 0,5 Ктт= 35000/100 Г осреестр № 912-70

СЭТ -4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-12

СИКОН С1 Г осреестр №15236-03

активная

реактивная

±0,8

±1,9

±0,9

±2,9

Данные, поступающие с автоматизированных информационно-измерительных систем учета

смежных участников ОРЭМ

пп.

1

Наименование точки измерений

Наименование системы, номер Г осреестра

2

3

ОАО «Татэнергосбыт» - ФСК ЕЭС МЭС Урала

1

ПС Удмуртская-500 ВЛ-500 кВ Удмуртская -Кармановская 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

ПС Удмуртская-500 ВЛ-500 кВ Удмуртская -Елабуга

ОАО «Татэнергосбыт» - ФСК ЕЭС МЭС Урала (по сетям Кировской области)

3

ПС В.Поляны-220 ВЛ-110 кВ В.Поляны-Каенсар

Информация об измеренных величинах по данным ИИК поступает в виде макетов в формате XML (80020) из системы автоматизированной информационно- измерительной коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/10 кВ «Вятские Поляны» - АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Вятские Поляны» регистрационный №42028-09.

4

ПС В.Поляны-220 ОВ-110 кВ

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, cos<p=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 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 12. 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» седьмая 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), рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):

Lj    , где

■    ёр - пределы допускаемой относительной погрешности

измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;

ёэ - пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.12 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:

ff,

* 100%

pJ™pp- 3600 т.

где

At - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах);

Тср - 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 te=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

наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.

Комплектность

Комплект поставки приведен в табл 14.

Таблица 14

-и -

№п

Наименование

Тип

Госреестра

Количество

шт.

1

2

3

4

5

1

Трансформаторы тока

ТФНД-220-1

3694-73

12

2

Трансформаторы тока

ТФЗМ-110Б

24811-03

3

3

Трансформаторы тока

TG

30489-09

3

4

Трансформаторы тока

ТФЗМ-35А-У1

26417-06

3

5

Трансформаторы тока

ТОГФ-220

46527-11

3

6

Трансформаторы напряжения

НКФ-220-58

14626-06

1

7

Трансформаторы напряжения антирезонансные элегазовые

ЗНГ-УЭТМ

53343-13

1

8

Трансформаторы напряжения

НКФ-110- 83У1

1188-84

1

9

Трансформаторы напряжения элегазовые

ЗНГ

41794-09

1

10

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-35-65У1

912-70

1

11

Счётчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

5

12

Счётчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

7

13

Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02

20175-01

1

14

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С1

15236-03

1

15

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

28822-05

4

16

Устройства синхронизации времени

УСВ-2

41681-09

1

17

Комплексы информационно-вычислительные

ИКМ «Пирамида»

45270-10

1

18

Программное обеспечение

"Пирамида 2000"

1

19

Методика поверки ТЭС 055.215.00.07.00 МП

1

20

Формуляр

1

21

Руководство по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу ТЭС 055.215.00.07.00 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» седьмая очередь. Методика поверки», утвержденному ФБУ «ЦСМ Татарстан» 29.01.2016 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 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 ВНИИФТРИ в 2004г.

-    средства поверки контроллеров УСПД «СИКОН С1» в соответствии с методикой поверки «Контроллеры сетевые индустриальные. СИКОН С1. Методика поверки» ВЛСТ166.00.000 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 «Глонас»,GlobalPositioningSystem (GPS). (Госреестр № 27008-04).

Сведения о методах измерений

изложены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» седьмая очередь». ТЭС 055.215.00.07.00 МИ.

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

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

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

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

Развернуть полное описание