Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "СН-МНГ" Подстанции 110/35/6 кВ с Изменением №1, №2. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "СН-МНГ" Подстанции 110/35/6 кВ с Изменением №1, №2

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 1482 п. 56 от 18.12.2013Приказ 953 п. 62 от 23.08.2013Приказ 6320 от 22.11.11 п.18
Класс СИ 34.01.04
Примечание 26.11.2014 заменен на 48251-1418.12.2013 утвержден вместо 48251-13
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО "СН-МНГ" Подстанции 110/35/6 кВ с Изменением № 1, № 2 (далее - АИИС КУЭ) является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО "СН-МНГ" Подстанции 110/35/6 кВ, свидетельство об утверждении типа RU.E.34.OO4.A №44467, регистрационный № 48251-11, ОАО "СН-МНГ" Подстанции 110/35/6 кВ с Изменением № 1, свидетельство об утверждении типа RU.E.34.OO4.A № 52082, регистрационный № 48251-13, и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, приведенных в таблице 2.

АИИС КУЭ предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных МИР УСПД-01.00 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ЦСИ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервера баз данных (БД) ЦСИ, устройство синхронизации системного времени на базе радиочасов МИР РЧ-02, номер в Госреестре СИ РФ № 46656-11, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

4-й уровень - информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

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 сети.

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.

Цифровые сигналы с выходов счетчиков по проводным физическим линиям связи (интерфейс RS-485) поступают на входы УСПД, которое выполняет дальнейшую обработку измерительной информации, осуществляется ее хранение, накопление и передачу накопленных данных на уровень ИВК по основному (Radio Ethernet на базе оборудования Motorola Canopy) и резервному (канал GSM-сети, образованный GSM-модемами Siemens TC65) каналам связи.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по выделенной линии до провайдера Internet -услуг (основной канал) или коммутируемой телефонной линия до Internet (резервный канал).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, состоящей из устройства синхронизации системного времени - радиочасов МИР РЧ-02, предназначенных для приема сигналов GPS и выдачи последовательного импульсного временного кода; пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки переднего фронта импульса к шкале координированного времени составляют ± 1 мкс. Часы сервера БД синхронизированы с часами радиочасов МИР РЧ-02, сличение ежесекундное. Часы УСПД синхронизированы с часами сервера БД, сличение часов УСПД и сервера осуществляется четыре раза в сутки (каждые 6 часов), корректировка часов УСПД осуществляется при расхождении часов УСПД и часов сервера БД более чем на ± 350 мс. Сличение часов счетчиков с часами УСПД один раз в сутки, корректировка времени счетчиков осуществляется при расхождении часов счетчика и часов УСПД на величину ± 2 с. и более.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «СН-МНГ» Подстанции 110/35/6 кВ с Изменениями № 1, № 2 используется ПО в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК СЕРВЕР СБОРА ДАННЫХ.

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Программный комплекс СЕРВЕР СБОРА ДАННЫХ

MirServsbor.msi

2.0.0.1

7d30b09bbf536b7f4

5db352b0c7b7023

md5

Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ

EnergyRes.msi

2.5

55a532c7e6a3c3040

5d702554617f7bc

md5

Программа ПУЛЬТ ЧТЕНИЯ ДАННЫХ

MirReaderSetup.msi

2.0.9.0

6dcfa7d8a621420f8 a52b8417b5f7bbc

md5

• ПО входит в состав системы автоматизированные информационно-измерительные комплексного учета энергоресурсов МИР (Госреестр СИ РФ № 36357-13).

• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

• Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ.

• Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПП 110 кВ «Восточный»

1

ВЛ-110 кВ «Чистинная-1» ИК №143

ТВГ-110

Кл. т. 0,2 600/5 Зав. № 23874; Зав. № 24103; Зав. № 23898

НКФ-110-57

Кл. т. 0,5 110000^3/100^3

Зав. № 23405;

НКФ-110-83 ХЛ1

Кл. т. 0,5 110000V3/100V3

Зав. № 54127;

Зав. № 53994

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0101070481

МИР УСПД-01.00 Зав. № 0908354

активная

реактивная

±1,0

±2,0

±2,6

±4,5

2

ВЛ-110 кВ «Чистинная-2» ИК №144

ТВГ-110

Кл. т. 0,2 600/5 Зав. № 24590; Зав. № 24613; Зав. № 24650

НКФ-110-83 ХЛ1

Кл. т. 0,5 110000^3/100^3

Зав. № 34029;

Зав. № 54168;

Зав. № 54116

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0102074191

МИР УСПД-01.00 Зав. № 0908354

активная

реактивная

±1,0

±2,0

±2,6

±4,5

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

3

ОВ-110 кВ

ИК №145

ТФЗМ-150Б-1 У1;

Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 2212; Зав. № 22034;

ТФЗМ-150А-1 У1

Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 2667

НКФ-110-57

Кл. т. 0,5 110000^3/100^3

Зав. № 23405;

НКФ-110-83 ХЛ1

Кл. т. 0,5 110000V3/100V3

Зав. № 54127;

Зав. № 53994

Зав. № 34029;

Зав. № 54168;

Зав. № 54116

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807090022

МИР УСПД-01.00 Зав. № 0908354

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,5

±6,1

ПС 110/35/6 кВ «Северо-1

Покурская» РУ 6 кВ

4

Ввод №1 ячейка №2 ИК №152

ТПШЛ-10

Кл. т. 0,5 2000/5 Зав. № 9117; Зав. № 5011

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 Зав. № 106

МИР С-01.02.T2R

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 1104964

МИР УСПД-01.00 Зав. № 0911398

активная

реактивная

±0,9

±2,4

±3,0

±5,1

5

Ввод №2 ячейка №4 ИК №153

ТПШЛ-10

Кл. т. 0,5 2000/5 Зав. № 4412; Зав. № 4497

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 Зав. № 244

МИР С-01.02.T2R Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 1102468

МИР УСПД-01.00 Зав. № 0911398

активная

реактивная

±0,9

±2,4

±3,0

±5,1

ПС 35/10 кВ «

Мегион»

6

Ввод №1 ячейка №1 ИК №160

ТОЛ-10-I

Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 26923; Зав. № 26922

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1077

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811115026

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±5,0

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

7

Ввод №2 ячейка №10 ИК №161

ТОЛ-10-I

Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 26872; Зав. № 26702

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1080

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810111001

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±5,0

ПС 220/110/35 кВ «]

Кирьяновская»

8

Фидер 35 кВ №3 ИК №164

ТФЗМ 35А-У1

Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 30376; Зав. № 30395

НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 35000/100 Зав. № 313

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812106738

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±5,0

9

Фидер 35 кВ №4 ИК №165

ТФЗМ 35А-У1 Кл. т. 0,5 200/5

Зав. № 30388; Зав. № 30375

НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 35000/100 Зав. № 316

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812106590

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±5,0

10

Фидер 35 кВ №5 ИК №166

ТФЗМ 35А-ХЛ1

Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 70142; Зав. № 70153

НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 35000/100 Зав. № 316

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812106593

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±5,0

11

Фидер 35 кВ №6 ИК №167

ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 70211; Зав. № 70129

НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 35000/100 Зав. № 313

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812106586

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±5,0

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС 110/35/6 кВ «Аганская»

12

Фидер 35 кВ №1 ИК №168

ТОЛ-СЭЩ-35

Кл. т. 0,5S 150/5 Зав. № 00056-11; Зав. № 00063-11; Зав. № 00049-11

НАМИ-35 А УХЛ1

Кл. т. 0,5 35000/100

Зав. № 64

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0105081476

МИР УСПД-01.00 Зав. № 1002425

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,7

±7,9

13

Фидер 35 кВ №2 ИК №169

ТОЛ-СЭЩ-35

Кл. т. 0,5S 400/5 Зав. № 00029-11; Зав. № 00043-11; Зав. № 00059-11

НАМИ-35 А УХЛ1

Кл. т. 0,5 35000/100 Зав. № 342

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108064014

МИР УСПД-01.00 Зав. № 1002425

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±5,4

14

Фидер 35 кВ №3 ИК №170

ТОЛ-СЭЩ-35 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 00047-11; Зав. № 00052-11; Зав. № 00046-11

НАМИ-35 А УХЛ1

Кл. т. 0,5 35000/100 Зав. № 342

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108061152

МИР УСПД-01.00 Зав. № 1002425

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±5,4

15

Фидер 35 кВ №4 ИК №171

ТОЛ-СЭЩ-35 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 00064-11; Зав. № 00054-11; Зав. № 00025-11

НАМИ-35 А УХЛ1

Кл. т. 0,5 35000/100

Зав. № 64

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108061213

МИР УСПД-01.00 Зав. № 1002425

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±5,4

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

16

Фидер 35 кВ №5 ИК №172

ТОЛ-СЭЩ-35 Кл. т. 0,5S 400/5 Зав. № 00060-11; Зав. № 00062-11; Зав. № 00044-11

НАМИ-35 А УХЛ1

Кл. т. 0,5 35000/100 Зав. № 64

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108061138

МИР УСПД-01.00 Зав. № 1002425

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±5,4

17

Фидер 35 кВ №6 ИК №173

ТОЛ-СЭЩ-35 Кл. т. 0,5S 150/5 Зав. № 00034-11; Зав. № 00051-11; Зав. № 00050-11

НАМИ-35 А УХЛ1

Кл. т. 0,5 35000/100 Зав. № 342

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108061185

МИР УСПД-01.00 Зав. № 1002425

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±5,4

ПС 220/10/6 кВ «]

Каркатеевы»

18

КЛ 6 кВ ф.39

ИК №174

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 2000/5 Зав. № 28672-12; Зав. № 28997-12; Зав. № 28759-12

ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 Кл. т. 0,5 6000^3/100^3 Зав. № 05417-12; Зав. № 05418-12; Зав. № 05419-12

А1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01247724

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±5,1

19

КЛ 6 кВ ф.40

ИК №175

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 2000/5 Зав. № 29070-12; Зав. № 28758-12; Зав. № 29190-12

ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 Кл. т. 0,5 6000^3/100^3 Зав. № 05440-12; Зав. № 05441-12; Зав. № 05442-12

А1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01247723

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±5,1

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС 35/10 кВ «ЛПХ»

20

Ввод №1 ячейка №9

ИК №176

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 7973; Зав. № 3651

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 8182

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 08062149

-

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,8

21

Ввод №2 ячейка №1

ИК №177

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 7876; Зав. № 1750

НТМИ-10-66 УЗ Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 8175

СЭТ-4ТМ.02М.03

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0801120321

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,5

±6,1

22

ТСН-1 ИК №178

ТОП-0,66

Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 9050246; Зав. № 9050208; Зав. № 9050248

-

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 07040024

-

активная

реактивная

±1,0

±2,2

±3,5

±4,7

23

ТСН-2 ИК №179

ТОП-0,66

Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 0003294; Зав. № 0003273; Зав. № 0003279

-

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 07040207

-

активная

реактивная

±1,0

±2,2

±3,5

±4,7

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).

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

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °С до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 °С до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 °С до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия эксплуатации:

- для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C;

- для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

- температура окружающего воздуха:

- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 от минус 40 °C до плюс 60 °C;

- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °C до плюс 60 °C;

- для счётчиков электроэнергии МИР С-03 от минус 40 °C до плюс 60 °C;

- для счётчиков электроэнергии Альфа А1800 от минус 40 °C до плюс 65 °C;

- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.02 от минус 40 °C до плюс 55 °C;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл;

- для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °С.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «СН-МНГ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;

- электросчётчик МИР С-03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.02М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСПД МИР УСПД-01.00 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 82500 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации 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 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «СН-МНГ» Подстанции 110/35/6 кВ с Изменениями № 1, № 2 типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Госреестра

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТВГ-110

22440-07

6

Трансформатор тока

ТФЗМ-150Б-1 У1

5313-76

2

Трансформатор тока

ТФЗМ-150А-1 У1

5313-76

1

Трансформатор тока

ТПШЛ-10

1423-60

4

Трансформатор тока

ТОЛ-10-I

15128-07

4

Трансформатор тока

ТФЗМ 35А-У1

26417-06

4

Трансформатор тока

ТФЗМ 35А-ХЛ1

26418-08

4

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-35

40086-08

18

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-11

6

Трансформатор тока

ТЛМ-10

2473-05

4

Трансформатор тока

ТОП-0,66

15174-06

6

Трансформатор напряжения

НКФ-110-57

1188-58

1

Трансформатор напряжения

НКФ-110-83 ХЛ1

1188-84

5

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

11094-87

2

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2

16687-07

2

Трансформатор напряжения

НАМИ-35 УХЛ1

19813-09

2

Трансформатор напряжения

НАМИ-35 А УХЛ1

19813-09

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-СЭЩ-6-1

35956-12

6

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

831-69

1

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66 УЗ

831-69

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03.01

27524-04

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-08

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

МИР C-01.02.I.2R

32142-08

2

Продолжение таблицы 3

1

2

3

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

5

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1802RALXQ-P4GB-DW-4

31857-11

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.02.2

20175-01

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.02М.03

36697-08

1

Устройство сбора и передачи данных

МИР УСПД-01.00

27420-08

3

Программное обеспечение

ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ

-

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 48251-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «СН-МНГ» Подстанции 110/35/6 кВ с Изменениями № 1, № 2. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2013 г.

Перечень основных средств поверки:

• трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

• трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

• по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

• по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

• счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;

• счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

• счетчиков МИР С-03 - по документу «Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

• счетчиков Альфа А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

• счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - по документу «Счётчики активной и реактивной энергии электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02.

Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2004 г.;

• счетчиков СЭТ-4ТМ.02М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

• термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до - 100%, дискретность 0,1%.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «СН-МНГ» Подстанции 110/35/6 кВ с Изменениями № 1, № 2», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.002252011 от 29.06.2011 г.

77

Нормативные документы

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

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

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

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

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

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

МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно -измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Рекомендации к применению

- при осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание