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

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» Третья очередь (далее

- АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов, передачи информации в центр сбора и обработки информации ОАО «Татэнергосбыт» и другим заинтересованным организациям в согласованных форматах.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения и включает в себя следующие уровни:

1-ый    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), измерительные каналы (ИК), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) «Сикон С1» (Госреестр №15236

03) и «Сикон С70» (Госреестр №28716-05», технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-й    уровень - В состав ИВК входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении) «ИКМ-Пирамида» (Госреестр №45270-10); технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); устройство синхронизации системного времени типа УСВ-2; технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, отправки/приема информации о результатах измерений и состояниях средств измерений в виде макетов XML форматах по электронной почте от других участников (другим участникам) ОРЭМ, подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.

В ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивается автоматическая синхронизация времени встроенных часов во всех средствах измерений, подключенных к ИВК «ИКМ-Пирамида», входящих в измерительный канал, с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Ведение системы единого времени (измерение времени, синхронизация времени, коррекция времени), возможность автоматической синхронизации по сигналам проверки времени обеспечена подключением к ИВК устройства синхронизации времени УСВ-2. Сличение времени ИВК, УСПД и счетчиков осуществляется один раз в сутки. Коррекция системного времени производится не реже

одного раза в сутки, при достижении расхождения времени ИВК , УСПД и счетчиков +/- 2 с. Погрешность системного времени не превышает +/- 5 с.

Также уровень ИВК АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» производит прием данных об измерениях 30-минутных приращений количества активной и реактивной электроэнергии по измерительным каналам АИИС КУЭ, данные с которых передаются по договору информационного обмена в АИИСКУЭ ОАО «Татэнергосбыт» (в виде XML - файла), перечень приведен в таблице 1.

ИК, входящие в состав АИИСКУЭ, данные с которых передаются по договору информационного обмена в АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт».

Таблица 1_

Наименование объекта учета (измерительного канала)

Номер госреестра описания типа АИИС и номер точки учета.

РТП №124/23, СШ-1 6 кВ яч.108 ОАО «РЖД» ст.Тунгуча

Система автоматизированная информационная-измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 13

РТП №124/23, СШ-1 6 кВ, яч.106 ОАО «СВТНП»

Система автоматизированная информационная-измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 6

РТП №124/23, СШ-1 6 кВ, яч.109 ОАО «СВТНП»

Система автоматизированная информационная-измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 7

РТП №124/23, СШ-1 6 кВ, яч.107 ПС Нижнекамская ОАО «СЗМН»

Система автоматизированная информационная-измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 10

РТП №124/23, СШ-1 6 кВ, яч.208 ОАО «РЖД» ст.Тунгуча

Система автоматизированная информационная-измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 14

РТП №124/23, СШ-1 6 кВ, яч.206 ОАО «СВТНП»

Система автоматизированная информационная-измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 8

РТП №124/23, СШ-1 6 кВ, яч.209 ОАО «СВТНП»

Система автоматизированная информационная-измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 9

РТП №124/23, СШ-1 6 кВ, яч.207 ОАО «СЗМН» ПС Узловая

Система автоматизированная информационная-измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 11

РТП №124/23, СШ-1 6 кВ, яч.210 ОАО «СЗМН» ПС Узловая

Система автоматизированная информационная-измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 12

Продолжение таблицы 1

ПС Агрыз-Т фидер № 6.

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Агрыз" ОАО "Российские Железные Дороги" № Г ос.р. 33365-06

ПС Агрыз-Т фидер № 69

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Агрыз" ОАО "Российские Железные Дороги" № Г ос.р. 33365-06

ГМ Елабуга, ТП-475, Ввод Т 1.

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО "Тандер". № Гос.р. 47516-11 ИК 48

ГМ Елабуга, ТП-475, Ввод Т 2.

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО "Тандер". № Гос.р. 47516-11 ИК 49

Заинская ГРЭС, ОРУ 110 кВ., ОВВ 110 кВ.

Система автоматизированная информационная-измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ОАО «Генерирущая компания» Заинская ГРЭС № Гос. реестра 57754-13 ИК № 32

Заинская ГРЭС, ОРУ 110 кВ., СШ-1 110 кВ., яч. 16 ВЛ-110 кВ. Заинская ГРЭС-Танеко.

Система автоматизированная информационная-измерительная коммерческого учета электроэнергиии (мощности) АИИСКУЭ ОАО «Генерирущая компания» Заинская ГРЭС № Гос. реестра 57754-13 ИК № 33

ИК, входящие в состав не автоматизированных систем учета, данные с которых передаются по договору информационного обмена в АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт». Таблица 2_

Порядковый

номер

Наименование точки измерения

1

РП-2 (6 кВ), V с.ш., яч.57

2

РП-2 (6 кВ), III с.ш., яч.39

3

РП-2 (6 кВ), IV с.ш., яч.20

4

РП-1 (6 кВ), IV с.ш., яч.8

5

РП-1 (6 кВ), I с.ш., яч.56

6

РП-1 (6 кВ), I с.ш., яч.54

7

РП-1 (6 кВ), IV с.ш., яч. 16

8

ГПП-2 (110/10 кВ), ОРУ-110/10 кВ, ШМ №1 (10 кВ)

9

ГПП-2 (110/10 кВ), ОРУ-110/10 кВ, ШМ №2 (10 кВ)

10

II зона, ГПП-2 (110/6 кВ), ЗРУ-6 кВ, V с.ш., яч.117

11

Корпус АИК-24, ввод от ТП-33 (6/0,4 кВ), I с.ш. (0,4 кВ), ф.4/2

12

Корпус АИК-24, ввод от ТП-33 (6/0,4 кВ), II с.ш. (0,4 кВ), ф.7/2

13

Корпус АИК-24, ввод от ТП-25 (6/0,4 кВ), I с.ш. (0,4 кВ), ф.2

14

Корпус АИК-24, ввод от ТП-33 (6/0,4 кВ), I с.ш. (0,4 кВ), ф.3/1

15

ТП-34 (6/0,4 кВ), I с.ш. (0,4 кВ), ф.3/1

16

ТП-34 (6/0,4 кВ), II с.ш. (0,4 кВ), ф.8/3

Продолжение таблицы 2

17

ТП-33 (6/0,4 кВ), а №1, Кл-0,4 кВ «ТП-33 ОАО «НКШ»- ООО «Камшинтранс»»

18

ООО «РРТ-Озерки Нижнекамск», ВРУ-1 (0,4 кВ), Кл-0,4 кВ №1 ООО «РРТ-Озерки Нижнекамск - АЗС 45 ООО «Автодорсторй»

19

ООО «РРТ-Озерки Нижнекамск», ВРУ-1 (0,4 кВ), Кл-0,4 кВ №2 ООО «РРТ-Озерки Нижнекамск - АЗС 45 ООО «Автодорсторй»

20

ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р1

21

ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р2

22

ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р3

23

ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р4

24

ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р5

25

ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р6

26

ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р7

27

ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р8

28

ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р1

29

ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р2

30

ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р3

31

ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р4

32

ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р5

33

ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р6

34

ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р7

35

ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р8

36

ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р9

37

ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р10

38

ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р11

39

ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р12

40

ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р13

41

ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р14

42

ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р15

43

ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р16

44

ТП-85 (10/0,4 кВ),Ш с.ш., ф.1/5

45

Отпайка от ВЛ-10 кВ на КТП 250 кВА ООО «Кама-Ласт»

46

Корпус №78 ОАО «Нижнекамскшина», ШР (0,4 кВ), А-9

47

Отпайка от ВЛ-10 кВ «яч.22 РРП-6-ТП-100, 106» на опоре №3 в сторону КТП-250 кВА

48

ВРУ-1 ПЧ-57, ЩУЭ, ШР-2 (0,4 кВ), гр.1, Отходящий кабель к ВРУ-0,4 кВ АЗС №444

49

ВРУ-0,4 кВ Поликлиники, ввод от ТП-34 (6/0,4 кВ), II с.ш. (0,4 кВ), ф.8/2

50

ВРУ-0,4 кВ Поликлиники, ввод от ТП-34 (6/0,4 кВ), II с.ш. (0,4 кВ), ф.8/2

51

РП-4 (6 кВ), II с.ш., ф.57

52

РП-4 (6 кВ), IV с.ш., ф.2а

Описание

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

активной (реактивной) электроэнергии за определенные интервалы времени по каналам

учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу электроэнергии;

средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;

календарного времени и интервалов времени.

Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме фиксируются в энергонезависимой базе данных электросчетчиков, УСПД и ИВК.

Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках, УСПД и ИВК хранится служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ и другим участникам ОРЭМ.

В АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи (вторичным измерительным цепям) поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока в микропроцессорах счетчиков вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за этот период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:

-    активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

-    средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Все электросчетчики обеспечивают ведение астрономического календаря, с

возможностью коррекции текущего времени с верхнего уровня. Точность хода часов +/- 3 сек.

Измерительная информация сохраняется в энергонезависимой памяти электросчетчиков.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает по запросу или в автоматическом режиме на входы УСПД где осуществляется хранение измерительной информации, ее дальнейшая обработка, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача накопленных данных по различным каналам связи (выделенным, GSM, КСПД и др.) на верхний уровень системы (ИВК). УСПД обеспечивают ведение астрономического календаря, с возможностью коррекции текущего времени с верхнего уровня. Точность хода часов +/- 1 сек.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача/прием информации в организации - участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК «ИКМ-Пирамида» через интернет провайдера.

Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Информация от смежных участников оптового рынка электроэнергии по измерениям передается в ИВК посредством электронной почты в согласованных заранее форматах (макетах типа 80020, 80040) и в дальнейшем используется при формировании отчетных данных с помощью ПО «Пирамида» при условии, что смежные системы АИИС КУЭ соответствуют всем требованиям, предъявляемым к информационно измерительным системам, которые могут использоваться для коммерческих расчетов на ОРЭМ. Каждой такой точке измерения присваивается свой индивидуальный номер, который позволяет однозначно идентифицировать соответствующую точку измерений и использовать полученную информацию для обработки, хранении и передачи заинтересованным пользователям АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт».

Для непосредственного подключения через оптический порт к отдельным счетчикам (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа NoteBook с установленным программным обеспечением «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» и устройством сопряжения оптического УСО-2 ИЛГШ.468351.008 ТУ с последующей передачей данных на АРМ ИВК «ИКМ-Пирамида».

Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт», являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.

В качестве сервера базы данных используется IBM PC совместимый компьютер в серверном исполнении и каналообразующей аппаратурой.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии; измерение активной и реактивной электроэнергии нарастающим итогом; периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени показаний счетчиков электрической энергии;

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

передача результатов измерений в организации-участники оптового и розничного рынков электроэнергии;

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

диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);

передача журналов событий счетчиков и УСПД.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему (счетчики, УСПД, ИКМ, СБД). Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-2. Коррекция времени в УСВ-

2 происходит от GPS-приемника.

Сервер синхронизирует время с устройством синхронизации времени УСВ-2. Синхронизация времени сервера происходит с периодичностью один раз в час, коррекция времени сервера с временем УСВ-2 осуществляется независимо от расхождении с временем УСВ-2, тем самым в ИВК обеспечивается ведение всемирного времени с погрешностью, не превосходящей ±1 с.

Сличение времени УСПД с временем сервера происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени более ±1,0 с. Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.

Программное обеспечение

Выполнение всех интеллектуальных функций ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивает прикладное программное обеспечение (ПО «Пирамида -2000»), которое внесено в Г осреестр в составе ИВК «ИКМ-Пирамида» №45270-10.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных тарифных зон не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «ИКМ-Пирамида» и определяются классом точности применяемых трансформаторов тока, напряжения и электросчетчиков (кл. точности 0,2S; 0,5; 0,5S).

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии в ИВК «ИКМ-Пирамида», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт», приведены в таблице 3.

Программное обеспечение (далее ПО) «Пирамида 2000» состоит из двух частей:

ПО «Пирамида 2000. Сервер» является серверной частью ПО «Пирамида 2000». Работает под управление операционной системы Windows на базе Microsoft SQL Server 2008. Выполняет функции:

-    обеспечение сбора данных с различных интеллектуальных устройств по различным каналам и протоколам связи;

-    ведение точного времени в системе;

-    расчеты по собранным данным различных учетных показателей;

-    контроль собранных и рассчитанных данных на достоверность;

-    подготовка данных для отображения на автоматизированных рабочих местах (АРМ) диспетчеров и операторов комплекса;

-    отслеживание состояния системы и регистрация возникающих в ней событий;

-    автоматическое формирование и рассылка отчетов для внешних систем;

-    обеспечение СОЕВ;

-    взаимодействие с другими системами.

ПО «Пирамида 2000. АРМ» является клиентской частью ПО «Пирамида 2000».

Работает под управление операционной системы Windows. Выполняет функции:

-    подключение к базе данных и сервисам ПО «Пирамида 2000. Сервер»

-    отображение и редактирование данных, собранных (рассчитанных) ПО «Пирамида

2000»;

-    формирование отчетов.

Наиме новани е ПО

Наименование программного модуля (идентификационное наименование ПО)

вер

сии

ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификатора

ПО

1

2

3

4

5

модуль, объединяющий драйвера счетчиков

7F25C98597E4995B240CF

0FF56873DE2

MD5

драйвер работы с БД

85E2ACEF6EC2C930F63E

B84844C0FCB9

DD16064F13B19F 8EDFF9 A4291DFEFAC2

драйвер работы с макетами форматов 800х0

2992E9C7FD70E017BDA7

05FFA05234BE

драйвер работы с СОЕВ

07D2F A4F827B2FBA012A FAA5C3A9C527

драйвера кэширования и опроса данных контроллеров и счетчиков СЭТ-4ТМ

Версия 10

894B8C21B66F4B6BCBB5

52E8CD8FB269

ПО «Пирамида 2000»

драйвера кэширования и опроса данных

3030E2CD1386B8FB67288

C44A5AB9EA8

контроллеров и счетчиков СЭТ-4ТМ,

9A06CB388647A145ACB4

5397E92771AD

Меркурий-230

C191B0EED242C1D8DD3

FAACBF1B94244

EC3102DC0C4994700519C D66FD51FFED

1295D3022B6DC99C497A

4C9F1FFE6402

6A0D33E2287A5E5507EB

ACEEEA6861D5

A63BC946C9D0244FB639

E760ADDA0D81

Метрологически значимые модули

52E28D7B608799BB3CCE

A41B548D2C83

6F557F885B737261328CD

77805BD1BA7

48E73A9283D1E66494521

F63D00B0D9F

ECF532935CA1A3FD3215

049AF1FD979F

1EA5429B261FB0E2884F5

B356A1D1E75

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений согласно МИ 3286-2010 соответствует уровню С.

Технические характеристики

Таблица 4

Параметр

Значение

1

2

Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электрической энергии.

Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3

Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В частота, Г ц

220± 22 50 ± 1

Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и

от -20 до +55 от -40 до +50

Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл

0,5

Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения

25-100

Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, %

0,25

Первичные номинальные напряжения, кВ

220; 110; 6; 0,4

Первичные номинальные токи, кА

3;1; 0,8; 0,4;

Номинальное вторичное напряжение, В

100

Номинальный вторичный ток, А

1;5

Количество точек учета (ИИК) шт.

13

Интервал задания границ тарифных зон, минут

30

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

±5

Средний срок службы системы, лет

15

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в Таблице 5.

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» и их основные метрологические характеристики Таблица 5_

п/п

Наименование

объекта

Состав измерительного канала

Вид измеряемо й энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

основная погрешн ость, %

погрешнос ть в рабочих условиях,

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС «Заводская» (220/110/6) ВЛ-220 кВ. «Заводская-Танеко»

TG-145 КТ 0,2S Ктт=1000/1 Госреестр № 30489-09

НКФ-220-58У1 КТ 0,5 Ктт= 220000/100 Госреестр № 1382-60

СЭТ-4ТМ.03.16 КТ 0,2s/0,5 Г осреестр № 36697-08

СИКОН С70 Госреестр № 28822-05

активная

реактивная

±1,2

±2,9

±1,4

±3,9

2

ПС

«Нижнекамская» (220/110/10) ВЛ-110 кВ. «Нижнекамская-Танеко»

TG-145 КТ 0,2S Ктт=1000/1 Госреестр № 30489-09

НАМИ-110-УХЛ1 КТ 0,2 Ктт= 110000/100 Госреестр № 2421803

СЭТ-4ТМ.03.16 КТ 0,2s/0,5 Г осреестр № 36697-08

СИКОН С70 Госреестр № 28822-05

активная

реактивная

±0,8

±1,4

±0,8

±1,5

3

п\ст

"Нижнекамская" (220/110/35/10 кВ), ОРУ-110 кВ, яч. 5

ТВ-110

КТ 0,2 Ктт=1000/1 Госреестр № 20644-03

НКФ-110-57У1 КТ 0,2 Ктт= 110000/100 Г осреестр № 24218-03

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

СИКОН С70 Госреестр № 28822-05

активная

реактивная

±1,2

±2,9

±1,4

±3,9

4

п\ст

"Нижнекамская" (220/110/35/10 кВ), ОРУ-110 кВ, яч. 19

ТВ-110

КТ 0,2 Ктт=1000/1 Госреестр № 20644-03

НКФ-110-57У1 КТ 0,2 Ктт= 110000/100 Г осреестр № 24218-03

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

СИКОН С70 Г осреестр № 28822-05

активная

реактивная

±1,0

±1,9

±1,1

±2,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5

ПС «Узловая»

TG-245

НКФ-220—58У1 КТ

СЭТ 4ТМ 03М

СИКОН С1

активная

±1,0

±1,0

(220/110/35/6)

КТ 0,2S

0,5 Ктт= 220000/100

КТ 0,2s/0,5

Госреестр

ВЛ-220 кВ.

Ктт=1000/1

Г осреестр

Г осреестр

№ 15236-03

«Узловая-

Госреестр № 15651-96

№ 14626-00

№ 36697-08

реактивная

±1,2

±1,2

Танеко»

6

ТШЛ-10

НТМИ-6

Меркурий

СИКОН С 70

активная

±1,5

±1,6

ПС «КБК»

КТ 0,5 S

КТ 0,5

230ART2-00

Госреестр №

(110/6) ф-17

Ктт=3000/5 Госреестр № 6811-78

Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49

КТ 0,5s/1,0 Госреестр № 23345-07

28822-05

реактивная

±2,7

±3,0

7

ТШЛ-10

НАМИ-10

Меркурий

СИКОН С 70

активная

±1,5

±1,6

ПС «КБК»

КТ 0,5 S

КТ 0,5

230ART2-00

Госреестр №

(110/6) ф-53

Ктт=3000/5 Госреестр № 6811-78

Ктт= 6000/100 Госреестр № 1109487

КТ 0,5s/1,0 Госреестр № 23345-07

28822-05

реактивная

±2,7

±3,0

8

ТШЛ-10

НТМИ-6

Меркурий

СИКОН С 70

активная

±1,2

±1,6

ПС «КБК»

КТ 0,5 S

КТ 0,5

230ART2-00

Госреестр №

(110/6) ф-18

Ктт=3000/5 Госреестр № 6811-78

Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49

КТ 0,5s/1,0 Госреестр № 23345-07

28822-05

реактивная

±2,8

±3,0

9

ТШЛ-10

НТМИ-6

Меркурий

СИКОН С 70

активная

±1,5

±1,6

ПС «КБК»

КТ 0,5 S

КТ 0,5

230ART2-00

Госреестр №

(110/6) ф-54

Ктт=3000/5 Госреестр № 6811-78

Ктт= 6000/100 Госреестр № 380-49

КТ 0,5s/1,0 Госреестр № 23345-07

28822-05

реактивная

±2,7

±3,0

10

ТЛК-10-6 (5) КТ 0,5

НТМИ-6 КТ 0,5

СЭТ 4ТМ 03.01

СИКОН С 70

активная

±1,6

±1,8

ПС «КБК» (110/6) ф-8

Ктт=800/5

Ктт= 6000/100

КТ 0,5s/1,0

Госреестр №

Госреестр № 9143-01

Госреестр № 380-49

Г осреестр № 27524-04

28822-05

реактивная

±3,1

±4,2

11

ПС «КБК» (110/6) ф-19

ТЛК-10-6 (5) КТ 0,5 Ктт=800/5 Госреестр № 9143-01

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

СЭТ 4ТМ 03.01 КТ 0,5s/1,0 Г осреестр № 27524-04

СИКОН С 70 Госреестр № 28822-05

активная

реактивная

±1,6

±3,1

±1,8

±4,2

12

ТК-0,66 (5) КТ 0,5

-

СЭТ 4ТМ 02.02

СИКОН С 70

активная

±1,6

±1,8

ПС «КБК»

Ктт=400/5

КТ 0,5/0,5

Госреестр №

(110/6) ТСН-1

Госреестр № 1407-60

Г осреестр №

28822-05

ГЩУ пан.51

20175-01

реактивная

±2,8

±3,8

13

ТК-0,66 (5) КТ 0,5

-

СЭТ 4ТМ 02.02

СИКОН С 70

активная

±1,6

±1,8

ПС «КБК»

Ктт=400/5

КТ 0,5/0,5

Госреестр №

(110/6) ТСН-2

Госреестр № 1407-60

Г осреестр №

28822-05

ГЩУ пан.51

20175-01

реактивная

±2,8

±3,8

Примечания:

1.    Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3.    Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4.    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

•    напряжение от 0,98UHOm до 1,02 UHom;

•    сила тока от ^ом до 1,2- ^ом, cos<p=0,9 инд;

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

5.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

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

•    сила тока от 0,05- !ном до 1,2 Тном для ИИК 1-13;

•    температура окружающей среды:

-    для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °С до 60°С;

-    для счетчиков электроэнергии Меркурий 230 от минус 40°С до 55°С;

-    для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

-    для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

-    для сервера от 10 до 40°С

-    для УСПД от минус 10 °С до 40°С

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 5. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

•    счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

•    счетчик электроэнергии Меркурий 230 - среднее время наработки на отказ не менее 150000 часов;

•    УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

•    УСПД (СИКОН С70) - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;

•    ИКМ «Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов. Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

•    для счетчика Тв < 7 сут;

•    для УСПД Тв < 24 ч;

•    для сервера Тв < 1 ч;

•    для компьютера АРМ Тв < 1 ч.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

•    клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

•    панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

•    наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;

•    организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает

идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

•    защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

•    фактов параметрирования счетчика;

•    фактов пропадания напряжения;

•    фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

•    счетчиках (функция автоматизирована);

•    УСПД (функция автоматизирована);

•    сервере (функция автоматизирована).

Г лубина хранения информации:

•    счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 85 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

•    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

•    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.

Таблица 6.

№п

Наименование

Тип

Количество, шт.

1

2

3

4

1

Трансформатор тока

TG-145

6

2

Трансформатор тока

ТВ-110

6

3

Трансформатор тока

TG-245

3

4

Трансформатор тока

ТШЛ-10

12

5

Трансформатор тока

ТЛК-10-6 (5)

6

6

Трансформатор тока

ТК-0,66 (5)

6

7

Трансформатор напряжения

НКФ-220-58У1

2

8

Трансформатор напряжения

НАМИ-110-УХЛ1

1

9

Трансформатор напряжения

НКФ-110-57У1

2

10

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

1

11

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

1

12

Счётчик электрической энергии

Меркурий 230

4

13

Счётчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03

4

14

Счётчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М

5

15

Устройство сбора и передачи данных

СИКОН С70

4

16

Устройство сбора и передачи данных

СИКОН С1

1

17

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

1

18

Информационно-вычислительный комплекс

ИКМ-"Пирамида"

1

19

Программное обеспечение

"Пирамида 2000"

1

20

Методика поверки

ТЭС 055.215.00.03.00 МП

1

1

2

3

4

21

Методика измерений

ТЭС 055.215.00.03.00 МИ

1

22

Формуляр

ТЭС 055.215.00.03.00 ФО

1

23

Руководство по эксплуатации

ТЭС 055.215.00.03.00 РЭ

1

Поверка

Поверка осуществляется по документу ТЭС 055.215.00.03.00 МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» Третья очередь. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «ЦСМ Татарстан» в сентябре 2014 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

-    ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

-    СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;

-    Меркурий 230 по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в мае 2007 г.;

-    СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;

-    ИКМ «Пирамида» - по методике ВЛСТ 230.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2010 г.;

-    УСПД СИКОН С1 - по методике поверки «ВЛСТ 166.00.000 И1», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г;

-    УСПД СИКОН С70 - по методике поверки «ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г;

-    УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.;

-    Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);

-    Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 до 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Сведения о методике измерений изложены в документе «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» Третья очередь. Методика измерений» ТЭС 055.215.00.03.00 МИ.

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

1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

2    ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

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

4    ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.

5    ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6    ГОСТ Р 52323-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности

0,2S и 0,5S.

7    ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание