Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОРЭ ООО "Энергетическая сбытовая компания Башкортостана"
- ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:58406-14
- 04.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОРЭ ООО "Энергетическая сбытовая компания Башкортостана"
Основные | |
Тип | |
Год регистрации | 2014 |
Дата протокола | Приказ 1325 п. 05ёМП 58406-14 от 09.09.2014 |
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) ОРЭ ООО «Энергетическая сбытовая компания Башкортостана» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов 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), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по 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 таблицах 2 - 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, ИВК «ИКМ-Пирамида», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-2, технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 интерфейса RS-485 поступает на входы контроллера SDM-TC65, откуда по каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS/CSD в ИВК «ИКМ-Пирамида», расположенный в центре сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) ООО «Энергетическая сбытовая компания Башкортостана», где выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отобра-
жение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка.
Дополнительно на верхний уровень АИИС КУЭ поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ ООО «Башкирские распределительные электрические сети» (Госре-естр № 41171-09), АИИС КУЭ ООО «Башкирская сетевая компания» (Госреестр № 41792-09), АИИС КУЭ ОАО «Челябэнерго» (Госреестр № 36349-07), АИИС КУЭ ООО «БГК» (Госреестр № 52559-13). Перечень точек измерений АИИС КУЭ со стороны смежного субъекта ОРЭ, сбор данных с которых производится в рамках соглашений об информационном обмене, указан в таблице 5. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в ИВК ОАО «Челябэнергосбыт» (Госреестре № 54203-13).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчики и ИВК). Устройство синхронизации времени УСВ-2, входящее в состав ИВК, обеспечивает автоматическую коррекцию часов ИВК «ИКМ-Пирамида». УСВ-2 синхронизирует собственное системное время к единому координированному времени по сигналам синхронизации времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника. Предел допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более ±10 мкс. ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически (1 раз в час) сравнивает свое системное время с часами УСВ-2. Независимо от наличия расхождения, ИВК «ИКМ-Пирамида» производит синхронизацию собственного системного времени с часами УСВ-2.
Синхронизация часов счетчика производится от устройства синхронизации системного времени (УССВ), входящего в состав ИВКЭ АИИС КУЭ ОАО «Учалинский ГОК». УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД RTU-325L и счетчика. УССВ синхронизирует собственное системное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Коррекция часов УСПД проводится при обнаружении расхождения больше ±2 с внутреннего времени в УСПД от времени в УССВ. Сличение часов счетчика с часами УСПД осуществляется с периодичностью 1 раз в 3 минуты, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с, но не чаще одного раза в сутки.
Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и ИВК «ИКМ-Пирамида» отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 — Идентификационные данные | ПО | |||
Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | CalcClients.dll | 3 | e55712d0b1b219065 d63da949114dae4 | MD5 |
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности | CalcLeakage.dll | 3 | b1959ff70be1eb17c8 3f7b0f6d4a132f | MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | CalcLosses.dll | 3 | d79874d10fc2b156a 0fdc27e1ca480ac | MD5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | Metrology.dll | 3 | 52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | ParseBin.dll | 3 | 6f557f885b737261 328cd77805bd1ba7 | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | ParseIEC.dll | 3 | 48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | ParseModbus.dll | 3 | c391d64271acf405 5bb2a4d3fe1f8f48 | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | ParsePiramida.dll | 3 | ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f | MD5 |
Окончание таблицы 1
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации | SynchroNSI.dll | 3 | 530d9b0126f7cdc2 3 ecd814c4eb7ca09 | MD5 |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | VerifyTime.dll | 3 | 1ea5429b261fb0e2 884f5b356a1d1e75 | MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК | Номер точки измерений в методике измерений | Наименование точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | |||
ТТ | ТН | Счётчик | Сервер | ||||
1 | 18 | ПС «Узельга» 110/6 кВ, ОРУ-110 кВ, СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Межозерная-Узельга | ТФЗМ 110Б-1 200/5 Кл.т. 0,5 А: Зав. № 61694 В: Зав. № 61492 С: Зав. № 61483 | НКФ-110-57 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5 А: Зав. № 11543; 12234 В: Зав. № 12324; 11603 С: Зав. № 12298; 12301 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0806102510 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 490 | активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
Основная погрешность, (+ 3), % | Погрешность в рабочих условиях, ( + 3 ), % | ||||||
cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||
1 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5 S) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 1,3 | 1,4 | 2,3 | 1,9 | 2,3 | 2,9 |
0,2Ih1<I1<Ih1 | 1,5 | 1,7 | 3,0 | 2,1 | 2,5 | 3,5 | |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 | 2,4 | 3,0 | 5,5 | 3,0 | 3,4 | 5,8 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
Основная погрешность, (+ 3), % | Погрешность в рабочих условиях, ( + 3 ), % | ||||||
cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||
1 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 2,8 | 2,1 | 1,6 | 4,5 | 4,1 | 3,8 |
0,2Ih1<I1<Ih1 | 3,6 | 2,6 | 1,8 | 5,0 | 4,4 | 3,9 | |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 | 6,7 | 4,6 | 2,8 | 7,3 | 5,7 | 4,4 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Uhom; диапазон силы тока
(0,05 - 1,2) Ihom, частота (50+0,15) Гц; коэффициент мощности cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
- ТТ и ТН от минус 45 °С до плюс 40 °С;
- счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;
- ИВК от плюс 10 °С до плюс 25 °С;
- 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 (0,05 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9 (миф) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 + 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 °C до плюс 40 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон
силы вторичного тока (0,02 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9 (миф) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 + 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
5 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 35 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими
характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 5 - Перечень точек измерений АИИС КУЭ со стороны смежного субъекта ОРЭ, результаты измерений по которым получают в рам-
ках соглашения об информационном обмене
№ пп | № ИК в АИИС КУЭ | Наименование точки измерений | Наименование АИИС КУЭ | Наименование смежного по отношению к ООО «ЭСКБ» субъекта ОРЭМ | Номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
1 | 106 | БашРЭС-Уфа, ПС «б. Ока» 35/10 кВ, ВЛ-35 кВ Сажино - Б.Ока | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Свердловэнергосбыт» | 41171-09 |
2 | 7 | ПС 500/220/110/10 кВ Буйская ВЛ-110 кВ Буйская-Гожан 2 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирская сетевая компания» (АИИС КУЭ ООО «БСК») | ОАО «Пермэнергосбыт» | 41792-09 |
3 | 8 | ПС 500/220/110/10 кВ Буйская ОВ-110 кВ | |||
4 | 56 | БашРЭС-НЕФТЕКАМСК, ПС «Янаул» 110/35/6 кВ, ВЛ-110 Чернушка 3 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Пермэнергосбыт» | 41171-09 |
Продолжение таблицы 5
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
5 | 57 | БашРЭС-НЕФТЕКАМСК, ПС «Янаул» 110/35/6 кВ, ВЛ-110 Чернушка 4 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Пермэнергосбыт» | 41171-09 |
6 | 58 | БашРЭС-НЕФТЕКАМСК, ПС «Янаул» 110/35/6 кВ, ОВМ-110 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Пермэнергосбыт» | 41171-09 |
7 | 37 | БашРЭС-НЕФТЕКАМСК, ПС «Сандугач» 110/6 кВ, ВЛ-110 ПС Гондырь | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Пермэнергосбыт» | 41171-09 |
8 | 42 | БашРЭС-НЕФТЕКАМСК, ПС «Татышлы» 110/35/10 кВ, ВЛ-110 Чернушка 1 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Пермэнергосбыт» | 41171-09 |
9 | 43 | БашРЭС-НЕФТЕКАМСК, ПС «Татышлы» 110/35/10 кВ, ВЛ-110 Чернушка 2 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Пермэнергосбыт» | 41171-09 |
10 | 44 | БашРЭС-НЕФТЕКАМСК, ПС «Татышлы» 110/35/10 кВ, ОВ-110 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Пермэнергосбыт» | 41171-09 |
Продолжение таблицы 5
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
11 | 26 | ПС Абзаково Ввод 10 кВ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 36349-07 |
12 | 27 | ПС Абзаково ТСН 0,4 кВ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 36349-07 |
13 | 24 | ПС Абзаково яч. № 7 ВЛ-10 кВ «Буревестник» | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 36349-07 |
14 | 25 | ПС Абзаково яч. № 8 ВЛ-10 кВ «Совхоз» | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 36349-07 |
15 | 10 | ПС 220/110/10 кВ Иремель ВЛ-110 кВ Уйская-Иремель | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирская сетевая компания» (АИИС КУЭ ООО «БСК») | ОАО «Челябэнергосбыт» | 41792-09 |
16 | 13 | ПС 220/110/10 кВ Иремель ОВ-110 кВ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирская сетевая компания» (АИИС КУЭ ООО «БСК») | ОАО «Челябэнергосбыт» | 41792-09 |
Продолжение таблицы 5
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
17 | 82 | БашРЭС-Белорецк, ПС «Межозерная» 110/35/6 кВ, ЛЭП-110 ПС Узельга | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 41171-09 |
18 | 83 | БашРЭС-Белорецк, ПС «Межозерная» 110/35/6 кВ, ЛЭП-35 ПС Урляды | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 41171-09 |
19 | 84 | БашРЭС-Белорецк, ПС «Межозерная» 110/35/6 кВ, ЛЭП-35 ПС Карагайский бор | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 41171-09 |
20 | 28 | ПС Кизил ВЛ-35кВ «Водозабор» | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 36349-07 |
21 | 88 | БашРЭС-Белорецк, ПС «Сибайский ПП» 110/6 кВ, ВЛ-110 Кизил | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 41171-09 |
22 | 89 | БашРЭС-Белорецк, ПС «Сибайский ПП» 110/6 кВ, ВЛ-110 ОВ-110 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 41171-09 |
Продолжение таблицы 5
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
23 | 30 | ПС Агаповка ВЛ-110 кВ «ПС 90» | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 36349-07 |
24 | 31 | ПС Агаповка ВЛ-110 кВ «Сибай ППЗ» | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 36349-07 |
25 | 32 | ПС Агаповка ОВ-110 кВ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 36349-07 |
26 | 7 | БашРЭС-УФА, ПС «Ново-Субай» 110/10 кВ, ВЛ-110 ПС Симская | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 41171-09 |
27 | 34 | БашРЭС-УФА, ПС «Улу-Теляк» 110/10 кВ, ПС Симская | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 41171-09 |
28 | 63 | БашРЭС-УФА, ПС «Казаяк» РУ-10 кВ, ВВ-10 2Т | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 41171-09 |
Продолжение таблицы 5
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
29 | 35 | БашРЭС-УФА, ПС «Улу-Теляк» 110/10 кВ, АМЗ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 41171-09 |
30 | 62 | БашРЭС-УФА, ПС «Казаяк» РУ-10 кВ, ВВ-10 1Т | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 41171-09 |
31 | 10 | БашРЭС-УФА, ПС «Ургала»110/10 кВ, Ввод № 1 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 41171-09 |
32 | 8 | БашРЭС-УФА, ПС «Ургала» 110/10 кВ, ТСН-1 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 41171-09 |
33 | 12 | БашРЭС-УФА, ПС «Ново-Белокатай» 110/35/10 кВ, ВМ-110 1Т | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 41171-09 |
34 | 13 | БашРЭС-УФА, ПС «Ново-Белокатай» 110/35/10 кВ, ВМ-110 2Т | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 41171-09 |
Продолжение таблицы 5
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
35 | 11 | БашРЭС-УФА, ПС «Ургала» 110/10 кВ, Ввод № 2 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 41171-09 |
36 | 9 | БашРЭС-УФА, ПС «Ургала» 110/10 кВ, ТСН-2 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 41171-09 |
37 | 6 | ПС Нязепетровск ВЛ-35 кВ «Белокатай» | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 36349-07 |
38 | 104 | БашРЭС-Уфа, ПС «Еланлино» 35/10 кВ, ВЛ-35 М.ЛОГ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 41171-09 |
39 | 38 | ПС Первогорская ВЛ-35 кВ «Бурлы» | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 36349-07 |
40 | 39 | ПС Первогорская ВЛ-6 кВ «Ишимбаево-1» | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 36349-07 |
Окончание таблицы 5
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
41 | 40 | ПС Первогорская ВЛ-6 кВ «Ишимбаево-2» | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 36349-07 |
42 | 5 | ПС Перевоз ВЛ-10 кВ «Белянка» | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 36349-07 |
43 | 107 | БашРЭС-Уфа, ТП-394 10/0,4 кВ, В1Т 0,4 кВ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 41171-09 |
44 | 70 | БашРЭС-УФА, ПС «Малояз» 110/35/10 кВ, Илек | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 41171-09 |
45 | 41 | КТП 10/0,4 кВ д. Лука Ввод 10 кВ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 36349-07 |
46 | 33 | ПС Пионерлагерь ВЛ-35 кВ «Ахуново» | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго» | ОАО «Челябэнергосбыт» | 36349-07 |
47 | 2.7 | КГРЭС; СШ-500 кВ; ВЛ-500 кВ КГРЭС - Удмуртская | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «БГК» | ОАО «Татэнергосбыт» | 52559-13 |
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее
Т= 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т= 35000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе
ребойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере
даваться 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 ИВК «ИКМ-Пирамида»:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и ИВК «ИКМ-Пирамида»;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- ИВК «ИКМ-Пирамида».
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
- электросчетчика;
- ИВК «ИКМ-Пирамида».
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК «ИКМ-Пирамида» (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - 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) ОРЭ ООО «Энергетическая сбытовая компания Башкортостана» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИ | ИС КУЭ | ||
Наименование | Тип | № Г осреестра | Количество, шт. |
Трансформаторы тока | ТФЗМ 110Б-1 | 26420-04 | 3 |
Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 | 14205-05 | 6 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 1 |
Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-10 | 1 |
Комплексы информационновычислительные | ИКМ-Пирамида | 45270-10 | 1 |
Методика поверки | - | - | 1 |
Формуляр | - | - | 1 |
Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 58406-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОРЭ ООО «Энергетическая сбытовая компания Башкортостана». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато
ры тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс
форматоры напряжения. Методика поверки»;
- 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.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являю
щейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- УСВ-2 - по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика
поверки ВЛСТ. 237.00.001И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационно
вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис
темы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи
ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 °С 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 количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электрической энергии ОРЭ ООО «Энергетическая сбытовая компания Башкортостана» и измерительно-информационных комплексов ОРЭ ООО «Энергетическая сбытовая компания Башкортостана» », аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
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.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.