Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Тюменьэнерго" филиал "Когалымские электрические сети". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Тюменьэнерго" филиал "Когалымские электрические сети"

Основные
Тип
Год регистрации 2010
Дата протокола 03д5 от 29.07.10 п.134
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 41908
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Тюменьэнерго» филиал «Когалымские электрические сети» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, переданной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Тюменьэнерго» филиал «Когалымские электрические сети»; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

АИИС КУЭ ОАО «Тюменьэнерго» филиал «Когалымские электрические сети» решает следующие задачи:

- автоматическое выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;

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

- автоматическое сохранение 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 рабочие места (АРМы);

- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

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

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

конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

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

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни;

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, напряжения (TH) класса точности 0,5 и по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ классов точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 30206-94 для активной электроэнергии и 0,5 и 1,0 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, счетчики Альфа А1800 классов точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии и 0,5 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (39 точек измерений).

2-й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе «ЭКОМ-3000».

3-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные фазные 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на третий уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройства синхронизации системного времени (УССВ), таймеры УСПД, сервера БД и счетчиков. Время УСПД синхронизировано с временем УССВ, погрешность синхронизации не более ±10 мс. Сличение времени сервера БД с временем ЭКОМ 3000 Зав. № 07092487 осуществляется один раз в час, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±1 с. Сличение времени счетчиков СЭТ-4ТМ с временем УСПД ЭКОМ 3000 осуществляется один раз в час, корректировка времени счетчиков происходит не чаще, чем раз в сутки при расхождении со временем УСПД ±3 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Метрологические характеристики ИК

Наименование объекта и номер точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Логрешностт в рабочих условиях, %

1

ПС 110/35/6 кВ «Русскинская», ВЛ-35 «Икилор-1»

ТФЗМ-35А 150/5 Кл. т. 0,5

Зав. № 45633 Зав. № 47244

3HOM-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 1350586 Зав. № 1354596 Зав. № 1350623

A1802RAL-QV-P4-GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. №01197432

ЭКОМ-3000

Зав. № 07092488

Активная,

Реактивная

± 1,1

± 2,6

±3,0

±4,6

2

ПС 110/35/6 кВ «Русскинская», ВЛ-35 «Икилор-2»

ТФЗМ 35А 150/5 Кл. т. 0,5

Зав. № 45607 Зав. № 45606

3HOM-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 1362209 Зав. № 1362200 Зав. № 1362206

A1802RAL-QV-P4-GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. №01197430

3

ПС 110/35/6 кВ «Русскинская», В-6 1Т

ТЛМ-10 1000/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 4652 Зав. № 4646

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 12422

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0104072023

ПС 110/35/6 кВ 4 «Русскинская», В-6 2Т

ТЛМ-10 1000/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 6858 Зав. № 3026

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № СВАН

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. №0104070188

ПС 110/35/6 кВ

5 «Русскинская» ТСН-1

ТОП-0,66 100/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 76055 Зав. № 78905 Зав. №78129

СЭТ-4ТМ.03.08

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. №0103070129

Активная,

Реактивная

±0,8

+ 2,1

±2,9

±4,5

6

ПС 110/35/6 кВ «Русскинская» ТСН-2

ТОП-0,66 100/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 583 Зав. № 532 Зав. № 16810

СЭТ-4ТМ.03.08

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. №0103070121

7

ПС 110/35/6 кВ «Омичка», В-35 «Чайка-1»

ТФЗМ 35А 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 40922 Зав. № 42053

НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 660

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,5S/l,0

Зав. № 0805090065

ЭКОМ-3000

Зав. № 07092486

Активная,

Реактивная

± 1,2

±2,7

±3,3

±5,3

8

ПС 110/35/6 кВ «Омичка», В-35 «Чайка-2»

ТФЗМ-35А 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 71475 Зав. №71482

НАМИТ-35 35000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 78

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,5S/l,0

Зав. № 0805090008

Наименование объекта и номер точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

9

ПС 110/35/6 кВ «Омичка», В-6 1Т

ТЛК-10-6-УЗ 150/5

Кл. т. 0,5

Зав. № 17703

Зав. № 17607

НАМИТ-10-2

УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 0076

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,5S/l,0

Зав. № 0805090022

Активная,

± 1,2

±3,3

10

ПС 110/35/6 кВ «Омичка», В-6 2Т

ТЛК-10-6-УЗ 150/5

Кл. т. 0,5

Зав. № 00034

Зав. № 00005

НАМИТ-10-2

УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 1044

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,5S/l,0

Зав. № 0805090907

Реактивная

±2,7

±5,3

11

ПС 110/35/6 кВ «Омичка»

ТСН-1

Т-0,66 УЗ 100/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 80000 Зав. № 80096 Зав. № 02353

СЭТ-4ТМ.03.08

Кл. т. 0,5S/l,0

Зав. № 0811081956

Активная,

± 1,0

±3,2

12

ПС 110/35/6 кВ «Омичка» ТСН-2

Т-0,66 УЗ 100/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 80025 Зав. № 02348 Зав. № 53950

СЭТ-4ТМ.03.08

Кл. т. 0,5S/l,0

Зав. № 0806090926

ЭКОМ-3000

Зав. №

Реактивная

±2,4

±5,2

13

ПС 110/35/6 кВ «Омичка», В-35 1Т

ТФЗМ-35А 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. №43961 Зав. №42601

НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 660

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,5/1,0

Зав. № 0805090777

07092486

Активная,

± 1,2

+ 3,3

14

ПС 110/35/6 кВ «Омичка», В-35 2Т

ТФЗМ-35А 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. №40091 Зав. № 39088

НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 78

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,5/1,0

Зав. № 0805090771

Реактивная

±2,7

±5,3

15

ПС 110/35/6 кВ «Омичка» ITCH

Т-0,66 УЗ 300/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 65602 Зав. № 67842 Зав. № 12867

СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,5/1,0

Зав. № 0806090724

Активная,

+ 1,0

±3,2

16

ПС 110/35/6 кВ «Омичка» 2ТСН

Т-0,66 УЗ 300/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 13659 Зав. № 58087 Зав. № 96458

СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,5/1,0

Зав. № 0811080625

Реактивная

±2,4

±5,2

Наименование объекта и номер точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, °/о

17

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-35 фид. №4

ТВЭ-35 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. №3316 Зав. № 3309

НАМИ-35 35000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 346

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2/0,5

Зав. № 0106066033

ЭКОМ-3000

Зав. № 07092487

Активная,

Реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

18

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-35 фид. №5

ТВЭ-35 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 3328 Зав. № 3326 Зав. № 3324

НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 339

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2/0,5

Зав. № 0106066018

19

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №17

ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5

Зав. №3011 Зав. № 4982

НАМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 596

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,5/1,0

Зав. № 0103071005

Активная,

Реактивная

± 1,2

±2,7

±3,3

±5,3

20

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №19

ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 6096 Зав. № 5063

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0120070327

Активная,

Реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

21

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №20

ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 5040 Зав. № 4936

НАМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 615

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0805090855

22

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №21

ТОЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5

Зав. № 7993 Зав. № 8280

НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 596

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0805090784

23

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №23

ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 1093 Зав. № 1071

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0106066097

24

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №24

ТОЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 7986 Зав. № 2179

НАМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 615

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0104071028

25

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №25

ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 5036 Зав. № 6117

НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 596

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0805090791

Наименование объекта и номер точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

26

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №26

ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. №2816 Зав. № 1162

НАМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. №615

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0104071004

27

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №27

ТОЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 57829 Зав. №8518

НАМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 596

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0106066056

28

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №30

ТОЛ-10 300/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 4692 Зав. № 6797

НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. №615

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0104070145

29

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №32

ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 2062 Зав. № 1897

НАМИ-10 10000/100/100:3

Кл. т. 0,5

Зав. №615

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0104070105

30

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №33

ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 554 Зав. № 2835

НАМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 596

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0104070084

эком-3000 Зав. № 07092487

Активная,

Реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

31

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №34

ТОЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Зав. №29125 Зав. №31761

НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. №615

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0104071148

32

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №37

ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 8067 Зав. № 2900

НАМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 596

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0104071132

33

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №38

ТОЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 7975 Зав. №6315

НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 615

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0104071208

34

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №42

ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. №3019 Зав. № 4942

НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 615

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0104071176

Окончание таблицы 1

Наименование объекта и номер точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

35

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», В-10 фид. №43

ТОЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 7999 Зав. № 7982

НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 596

СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5

Кл. т. Зав. № 0805091159

ЭКОМ-3000 Зав. № 07092487

Активная,

Реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

36

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», ITCH

Т-0,66 УЗ 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. №31167 Зав. № 16402 Зав. № 29242

СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0811080715

Активная,

Реактивная

±0,8

±2,1

±2,9

±4,5

37

ПС 110/35/10 кВ «Лангепас», 2ТСН

Т-0,66 УЗ 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. №4818 Зав. № 4206 Зав. № 66302

СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0811082018

38

ПС 110/35/10 кВ «Нефтепроводная», В-35 фид. №1

ТФЗМ-35 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 42055 Зав. № 14628

НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 661

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2/0,5

Зав. № 0104071161

ЭКОМ-3000 Зав. № 07092485

Активная,

Реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

39

ПС 110/35/10 кВ «Нефтепроводная», В-35 фид. №4

ТФЗМ-35 300/5 К л. т. 0,5 Зав. № 39256 Зав. № 39287

НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5

Зав. № 664

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2/0,5

Зав. № 0120070678

Примечания:

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

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

3. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 ч- 1,02) UhomS ток (1 ч-1,2) 1ном> cos<p = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды (20 ± 5) °C.

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 ч-1,1) Ином; ток (0,05ч- 1,2) IhomS cosq> от 0,5 инд до 0,8 емк ;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °C, для счетчиков от минус 40 до + 60 °C; для УСПД от минус 10 до + 50 °C и сервера от + 15 до + 35 °C;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosq> = 0,8 инд; температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до + 40 °C;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ классов точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 30206-94 для активной электроэнергии и 0,5 и 1,0 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, счетчики Альфа А1800 классов точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии и 0,5 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.

Надежность применяемых в системе компонентов:

счетчик СЭТ-4ТМ - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 7 суток;

счетчик Альфа А1800- среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 7 суток;

УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 0,5 ч;

сервер - параметры надежности: коэффициент готовности Кг = 0,99, среднее время восстановления работоспособности tB = 30 мин;.

Надежность системных решений:

резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию 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;

выключение и включение УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

электросчётчика;

испытательной коробки;

УСПД;

сервера;

защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании: электросчетчика, УСПД, сервера.

Возможность коррекции времени в:

электросчетчиках (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована);

ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

один раз в сутки (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

электросчетчик СЭТ-4ТМ, Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД ЭКОМ-ЗООО - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу -50 сут (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 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 учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тюменьэнерго» филиал «Когалымские электрические сети».

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тюменьэнерго» филиал «Когалымские электрические сети» определяется проектной документацией на систему.

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

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тюменьэнерго» филиал «Когалымские электрические сети». Методика поверки. 55181848.422222.075.МП», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2010 г. Межповерочный интервал - 4 года.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторы напряжения - по МИ 2925-2005;

- счетчики СЭТ-4ТМ - по методике поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1;

- счетчики Альфа А1800 - по методике поверки «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки» МП-2203-0042-2006;

- УСПД ЭКОМ-ЗООО - по методике поверки «ГСИ. Программно-технический измерительный комплекс ЭКОМ. Методика поверки. МП 26-262-99».

Приемник сигналов службы точного времени.

Нормативные документы

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

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

ГОСТ 22261-94

ГОСТ 26035-83

ГОСТ 30206-94

ГОСТ 34.601-90

ГОСТ 7746-2001

ГОСТ Р 8.596-2002

технические условия».

«Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

«Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».

«Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S)».

«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

«ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

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

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тюменьэнерго» филиал «Когалымские электрические сети» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации в соответствии с государственными поверочными схемами.

Развернуть полное описание