Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Сетевая компания" ПЭС
- ОАО "Сетевая компания" филиал Казанские электрические сети, г.Казань
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:55361-13
- 25.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Сетевая компания" ПЭС
| Основные | |
| Тип | |
| Год регистрации | 2013 |
| Дата протокола | Приказ 1223 п. 70 от 28.10.2013 |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Срок действия сертификата | .. |
| Страна-производитель | Россия |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сетевая компания» ПЭС (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 Управления ОАО «Сетевая компания» и другим заинтересованным организациям в согласованных форматах.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 7746-2015, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 1983-2015 и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики) по ГОСТ Р 52320-2005, ГОСТ 31818.11-2012, в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012, 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 C1, СИКОН C70, технические средства приема-передачи данных и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервера сбора и баз данных (далее сервер сбора и БД), устройства синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2, расположенные в центрах сбора и обработки информации (далее ЦСОИ) филиалов ОАО «Сетевая компания»; сервер, расположенный в ЦСОИ Управления ОАО «Сетевая компания»; программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер сбора и БД по выбранному ИВК каналу связи (GSM канал, сеть Ethernet), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. На сервере сбора и БД осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера сбора и БД Управления ОАО «Сетевая компания» информация в виде xml-макетов формата 80020 передаётся на сервера ЦСОИ ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», АО «Татэнергосбыт» по каналу связи сети Internet.
Передача информации от серверов ЦСОИ в программно-аппаратный комплексы сбытовых организаций, АИИС КУЭ смежных субъектов на оптовом и розничном рынке электроэнергии осуществляется по электронной почте в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с регламентом.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени УССВ, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS/ГЛОНАСС-приемников.
Сравнение времени таймера сервера сбора и БД с временем УССВ осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов сервера сбора и БД производится при расхождении с часами УСПД на величину более ±1 с.
Сравнение времени таймера УСПД с временем сервера сбора и БД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний часов УСПД с соответствующим УССВ на величину более ±1 с. Предусмотрена возможность настройки синхронизации часов сервера сбора и БД от сервера ЦСОИ Управления ОАО «Сетевая компания».
Сравнение времени счетчиков с таймером УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более ±1 с. Передача информации от счетчика до УСПД, от УСПД до сервера сбора и БД реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика, УСПД и сервера сбора и БД отражаются в соответствующих журналах событий.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
| Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
| Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| № п/п | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Вид измеряемой энергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 220 кВ Зеленодольская, ВЛ 220 кВ Зеленодольская -Волжская | ТГФ 220-ГГ* КТ0.2 Ктт=1200/5 Регистрационный №20645-00 | НАМИ-220 УХЛ1 КТ0.2 Ктн=220000/100 Регистрационный №20344-05 | СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 | Сикон С70 Регистрационный №28822-05 | Активная реактивная | ±0,8 ±1,7 | ±0,9 ±2,1 |
| 2 | ПС 220 кВ Зеленодольская, ВЛ 220 кВ Помары -Зеленодольская | ТГФ 220-ГГ* КТ0.2 Ктт=1200/5 Регистрационный №20645-00 | НАМИ-220 УХЛ1 КТ0.2 Ктн=220000/100 Регистрационный №20344-05 | СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 | Сикон С70 Регистрационный №28822-05 | Активная реактивная | ±0,8 ±1,7 | ±0,9 ±2,1 |
| 3 | ПС 220 кВ Зеленодольская, ОВ 220 кВ | ТФЗМ-220Б-ГУ У1 КТ0.5 Ктт=1200/5 Регистрационный №6540-78 | НАМИ-220 УХЛ1 КТ0.5 Ктн=220000/100 Регистрационный №20344-05 | СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 | Сикон С70 Регистрационный №28822-05 | Активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±1,3 ±3,5 |
| 4 | ПС 220 кВ Зеленодольская, ВЛ 110 кВ Зеленодольская -Буревестник 1 | ТФЗМ-110Б-1ХЛ1 КТ0.5 Ктт=600/5 Регистрационный №2793-88 | НКФ110-83У1 КТ0.5 Ктн=110000/100 Регистрационный №1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 | Сикон С70 Регистрационный №28822-05 | Активная реактивная | ±1,2 ±2,9 | ±1,4 ±3,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 5 | ПС 220 кВ Зеленодольская, ВЛ 110 кВ Зеленодольская -Буревестник 2 | ТФЗМ-110Б-1ХЛ1 КТ0.5 Ктт=600/5 Регистрационный №2793-88 | НКФ110-57 КТ0.5 Ктн=110000/100 Регистрационный №1188-58 | СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 | Сикон С70 Регистрационный №28822-05 | Активная реактивная | ±1,2 ±2,9 | ±1,4 ±3,9 |
| 6 | ПС 220 кВ Зеленодольская, ВЛ 110 кВ Зеленодольская -Серго 1 | ТФНД-110М КТ0.5 Ктт=600/5 Регистрационный №2793-71 | НКФ110-83У1 КТ0.5 Ктн=110000/100 Регистрационный №1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 | Сикон С70 Регистрационный №28822-05 | Активная реактивная | ±1,2 ±2,9 | ±1,4 ±3,9 |
| 7 | ПС 220 кВ Зеленодольская, ВЛ 110 кВ Зеленодольская -Серго 2 | ТФЗМ-110Б-1ХЛ1 КТ0.5 Ктт=600/5 Регистрационный №2793-88 | НКФ110-57 КТ0.5 Ктн=110000/100 Регистрационный №1188-58 | СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 | Сикон С70 Регистрационный №28822-05 | Активная реактивная | ±1,2 ±2,9 | ±1,4 ±3,9 |
| 8 | ПС 220 кВ Зеленодольская, яч. ОВ 110 кВ | ТФНД-110М КТ0.5 Ктт=600/5 Регистрационный №2793-71 | НКФ110-83У1 КТ0.5 Ктн=110000/100 Регистрационный №1188-84 | СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 | Сикон С70 Регистрационный №28822-05 | Активная реактивная | ±1,2 ±2,9 | ±1,4 ±3,9 |
| 9 | ПС 220 кВ Зеленодольская, ВЛ 35 кВ Зеленодольская -Металлист 1 | ТОЛ-35 КТ0.5 Ктт=100/5 Регистрационный №21256-07 | НАМИ-35 УХЛ1 КТ0.5 Ктн=35000/100 Регистрационный №19813-09 | СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 | Сикон С70 Регистрационный №28822-05 | Активная реактивная | ±1,2 ±2,9 | ±1,4 ±3,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 10 | ПС 220 кВ Зеленодольская, ВЛ 35 кВ Зеленодольская -Металлист 2 | ТОЛ-35 КТ0.5 Ктт=300/5 Регистрационный №21256-07 | НАМИ-35 УХЛ1 КТ0.5 Ктн=35000/100 Регистрационный №19813-09 | СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 | Сикон С70 Регистрационный №28822-05 | Активная реактивная | ±1,2 ±2,9 | ±1,4 ±3,9 |
| 11 | ПС 220 кВ Зеленодольская, ВЛ 35 кВ Зеленодольская -Фанера 10 | ТФНД-35М КТ0.5 Ктт=100/5 Регистрационный №3689-73 | НАМИ-35 УХЛ1 КТ0.5 Ктн=35000/100 Регистрационный №19813-09 | СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 | Сикон С70 Регистрационный №28822-05 | Активная реактивная | ±1,2 ±2,9 | ±1,4 ±3,9 |
| 12 | ПС 220 кВ Зеленодольская, ВЛ 6 кВ ф.16 ПС Зеленодольская | ТПФМ-10 КТ0.5 Ктт=400/5 Регистрационный №814-53 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 | Сикон С70 Регистрационный №28822-05 | Активная реактивная | ±1,2 ±2,9 | ±1,4 ±3,9 |
| 13 | ПС 220 кВ Зеленодольская, ВЛ 6 кВ ф.17 ПС Зеленодольская | ТПФМ-10 КТ0.5 Ктт=400/5 Регистрационный №814-53 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 | Сикон С70 Регистрационный №28822-05 | Активная реактивная | ±1,2 ±2,9 | ±1,4 ±3,9 |
| 14 | ПС 220 кВ Зеленодольская, ВЛ 6 кВ ф.19 ПС Зеленодольская | ТПОЛ-10 КТ0.5 Ктт=600/5 Регистрационный №1261-59 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 | Сикон С70 Регистрационный №28822-05 | Активная реактивная | ±1,2 ±2,9 | ±1,4 ±3,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 16 | ПС 110 кВ Новый Кинер, ВЛ 110 кВ Новый Кинер -Илеть | ТФНД-110М (ф.А), ТФЗМ-110Б-1У1(ф.В,С) КТ0.5 Ктт=300/5 Регистрационный №2793-71 | НКФ110-57 КТ0.5 Ктн=110000/100 Регистрационный №1188-58 | СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 | Сикон С1 Регистрационный №15236-03 | Активная реактивная | ±1,2 ±2,9 | ±1,4 ±3,9 |
| 17 | ПС 110 кВ Новый Кинер, ВЛ 110 кВ Новый Кинер -Шиньша | ТФНД-110М КТ0.5 Ктт=200/5 Регистрационный №2793-71 | НКФ110-57 КТ0.5 Ктн=110000/100 Регистрационный №1188-58 | СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 | Сикон С1 Регистрационный №15236-03 | Активная реактивная | ±1,2 ±2,9 | ±1,4 ±3,9 |
| 18 | ПС 110 кВ Новый Кинер, ВЛ 35 кВ Новый Кинер - Мариец | ТФН-35М(ф.А, В) ТФНД-35М(ф.С) КТ0.5 Ктт=150/5 Регистрационный №3690-73, 368973 | НАМИ-35 УХЛ1 КТ0.5 Ктн=35000/100 Регистрационный №19813-09 | СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 | Сикон С1 Регистрационный №15236-03 | Активная реактивная | ±1,2 ±2,9 | ±1,4 ±3,9 |
| 19 | ПС 110 кВ Новый Кинер, ОМШВ 110 кВ | ТФНД-110М(ф.А,С) ТФЗМ-110Б-1У1(ф.В) КТ0.5 Ктт=300/5 Регистрационный №2793-71 | НКФ110-57 КТ0.5 Ктн=110000/100 Регистрационный №1188-58 | СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 | Сикон С1 Регистрационный №15236-03 | Активная реактивная | ±1,2 ±2,9 | ±1,4 ±3,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 20 | ПС 110 кВ Макаровка, ВЛ 10 кВ ф.09 ПС Макаровка | ТОЛ-СЭЩ-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Регистрационный №32139-06 | НАЛИ-СЭЩ-6(10) КТ0.5 Ктн=10000/100 Регистрационный №38394-08 | Меркурий 234 KT0.5s/1.0 Регистрационный №48266-11 | Сикон С70 Регистрационный №28822-05 | Активная реактивная | ±1,7 ±2,9 | ±1,9 ±3,9 |
| 21 | ПС 110 кВ Макаровка, ВЛ 10 кВ ф.10 ПС Макаровка | ТОЛ-СЭЩ-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Регистрационный №32139-06 | НАЛИ-СЭЩ-6(10) КТ0.5 Ктн=10000/100 Регистрационный №38394-08 | Меркурий 230 KT0.5s/1.0 Регистрационный №23345-07 | Сикон С70 Регистрационный №28822-05 | Активная реактивная | ±1,7 ±2,9 | ±1,9 ±3,9 |
| 22 | ПС 110 кВ Макаровка, ВЛ 10 кВ ф.12 ПС Макаровка | ТОЛ-СЭЩ-10 КТ0.5 Ктт=100/5 Регистрационный №32139-06 | НАЛИ-СЭЩ-6(10) КТ0.5 Ктн=10000/100 Регистрационный №38394-08 | Меркурий 230 KT0.5s/1.0 Регистрационный №23345-07 | Сикон С70 Регистрационный №28822-05 | Активная реактивная | ±1,7 ±2,9 | ±1,9 ±3,9 |
| 23 | ПС 110 кВ Макаровка, ВЛ 10 кВ ф.13 ПС Макаровка | ТОЛ-СЭЩ-10 КТ0.5 Ктт=100/5 Регистрационный №32139-06 | НАЛИ-СЭЩ-6(10) КТ0.5 Ктн=10000/100 Регистрационный №38394-08 | Меркурий 230 KT0.5s/1.0 Регистрационный №23345-07 | Сикон С70 Регистрационный №28822-05 | Активная реактивная | ±1,7 ±2,9 | ±1,9 ±3,9 |
| 24 | ПС 110 кВ Макаровка, ВЛ 10 кВ ф.16 ПС Макаровка | ТОЛ-СЭЩ-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Регистрационный №32139-06 | НАЛИ-СЭЩ-6(10) КТ0.5 Ктн=10000/100 Регистрационный №38394-08 | Меркурий 230 KT0.5s/1.0 Регистрационный №23345-07 | Сикон С70 Регистрационный №28822-05 | Активная реактивная | ±1,7 ±2,9 | ±1,9 ±3,9 |
Продолжение таблицы 2____________________________________________________________________________________________________________
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени
30 минут.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном cos9 = 0,8инд.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с
метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 23 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 95 до 105 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,9 |
| - частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности: | |
| - COSф | от 0,5 до 1,0 |
| - simp | от 0,5 до 0,87 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от -40 до +60 |
| температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от -10 до +40 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| УССВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 85 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
| потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и УСПД;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТГФ 220-П* | 6 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-35 | 4 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТФНД-110М | 12 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТФЗМ-110Б-1У1 | 3 |
| Трансформаторы тока климатического исполнения VI, ХЛ1 | ТФЗМ-110Б-1ХЛ1 | 9 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 15 |
| Трансформаторы тока | ТФНД-35М | 3 |
| Трансформаторы тока | ТФН-35М | 2 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-220Б-ГУ У1 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПФМ-10 | 4 |
| Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы | НАЛИ-СЭЩ-6(10) | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-220 УХЛ1 | 9 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95УХЛ2 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ110-83У1 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ110-57 | 9 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 18 |
| Счетчики электрической энергии статические трехфазные | Меркурий 234 | 1 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные статические | Меркурий 230 | 4 |
| Контроллеры сетевые индустриальные | Сикон С1 | 1 |
| Контроллеры сетевые индустриальные | Сикон С70 | 4 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Комплексы информационновычислительные | ИКМ-Пирамида | 2 |
| Программное обеспечение | Пирамида 2000 | 2 |
| Методика поверки | МП.359117.01.2017 | 1 |
| Формуляр | ПФ.359117.01.2013 | 1 |
| Руководство по эксплуатации | РЭ.359117.01.2013 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП.359117.01.2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сетевая компания» ПЭС. Методика поверки», утвержденному ФБУ «ЦСМ Татарстан» 05.02. 2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав ИИК;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Регистрационный № 27008-04);
- термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1 °С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р МЭК 61107-2001 Обмен данными при считывании показаний счетчиков, тарификации и управлении нагрузкой. Прямой локальный обмен данными