Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Татэнергосбыт" семнадцатая очередь. Характеристики, описание, методика поверки.
заказать СИ
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”
  • Главная
  • Города
  • Казань г.
  • Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Татэнергосбыт" семнадцатая очередь
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Татэнергосбыт" семнадцатая очередь

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Татэнергосбыт" семнадцатая очередь

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Татэнергосбыт» семнадцатая очередь (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й уровень - измерительно - вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее-УСПД), контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70, каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АО «Татэнергосбыт» (далее - сервер ИВК АО «Татэнергосбыт») c программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», сервер АО «Сетевая компания», (далее - сервер ИВК АО «Сетевая компания») c программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2.0», серверы точного времени СТВ-01 основной и резервный (далее-СТВ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее-УСВ), локально-вычислительную сеть, автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика:

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

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

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений АИИС КУЭ передаются в целых числах кВт^ч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков для ИК № 6-23 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и ее передача на сервер ИВК АО «Сетевая компания». УСПД с периодичностью опроса не реже 1 раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии и считывает с них тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков для ИК № 1-5 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы сервера ИВК АО «Сетевая компания», где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Сервер ИВК АО «Сетевая компания» с периодичностью опроса не реже 1 раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии и считывает с них тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий.

Сервер ИВК АО «Сетевая компания» раз в сутки формирует и отправляет по электронной почте отчеты в формате XML на сервер ИВК АО «Татэнергосбыт», далее на автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой организации. АРМ энергосбытовой организации подписывает данные отчеты электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по коммутируемым телефонным линиям, сотовой связи, по каналу связи сети Internet в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Сервер ИВК АО «Татэнергосбыт» обеспечивает в автоматизированном режиме прием/передачу измерительной информации от АИИС КУЭ третьих лиц и смежных субъектов ОРЭМ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, в виде макетов XML, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ посредством электронной почты сети Internet.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ и ИВК). В состав СОЕВ входит сервер точного времени типа СТВ-01, устройство синхронизации времени типа УСВ-3, синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС.

Сервер ИВК АО «Татэнергосбыт», при каждом сеансе связи, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-3 и при расхождении ± 0,5 с и более, сервера ИВК АО «Татэнергосбыт» производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-3.

Сервер ИВК АО «Сетевая компания», при каждом сеансе связи, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени СТВ-01 и при расхождении ±0,5 с и более, сервера ИВК АО «Сетевая компания» производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени СТВ-01.

Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера ИВК АО «Сетевая компания» осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени УСПД от шкалы времени сервера ИВК АО «Сетевая компания» равного ±1 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени УСПД.

Для ИК 6-23 сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, но не менее 1 раз в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика, но не чаще одного раза в сутки.

Для ИК № 1-5 сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера ИВК АО «Сетевая компания» осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже 1 раза в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера ИВК АО «Сетевая компания» равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика, но не чаще одного раза в сутки.

Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, сервера ИВК отражают: факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено.

Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 18. Заводской номер указывается в формуляре на АИИС КУЭ типографским способом. Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в формуляре на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» и ПО «Пирамида 2.0». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню -«высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО

ПО «Пирамида 2.0»

1

2

Идентификационное наименование ПО

BinaryPackControls.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476

Идентификационное наименование ПО

CheckDataIntegrity.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7

Идентификационное наименование ПО

ComZECFunctions.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27

Идентификационное наименование ПО

ComModbusFunctions.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917

1

2

Идентификационное наименование ПО

ComStdFunctions.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6

E373

Идентификационное наименование ПО

DateTimeProcessing.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056

FA4D

Идентификационное наименование ПО

SafeValuesDataUpdate.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F

C8AB

Идентификационное наименование ПО

SimpleVerifyDataStatuses.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39

Идентификационное наименование ПО

SummaryCheckCRC.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5

Идентификационное наименование ПО

ValuesDataProcessing.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645

Алгоритм расчета цифрового идентификатора (контрольной суммы) ПО - MD5

ПО «Пирамида 2000»

Идентификационные данные

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

D79874D10FC2B156A0FDC27E1CA480AC

1

2

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

C391D64271ACF4055BB2A4D3FE1F8F48

Идентификационное наименование ПО

ParsePiramida.dll

Номер версии (идентификационный номер)

ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

ECF532935CA1A3FD3215049AF1FD979F

Идентификационное наименование ПО

SynchroNSLdll

Номер версии (идентификационный номер)

ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

530D9B0126F7CDC23ECD814C4EB7CA09

Идентификационное наименование ПО

VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер)

ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

1EA5429B261FB0E2884F5B356A1D1E75

Алгоритм расчета цифрового идентификатора (контрольной суммы) ПО - MD5

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (далее ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование измерительного канала

Состав измерительного канала

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии

ИВКЭ

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

1

ТП 16-7 10/0,4 кВ;РУ-10 кВ; 1 с.ш. 10 кВ; яч. №7; 10кВ

ТОЛ-10 III 75/5, КТ 0,2S Рег. № 3630807

НОЛП 10000/100

КТ 0,2 Рег. № 27112-04

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712

1

Сервер ИВК АО «Татэнергосбыт» УСВ-3, рег. № 64242-16 / сервер ИВК АО «Сетевая компания», СТВ-01, рег. № 86603-22

2

ТП 16-7 10/0,4 кВ;РУ-10 кВ; 2 с.ш. 10 кВ; яч.

№8; 10кВ

ТОЛ-10 III 75/5, КТ 0,2S Рег. № 3630807

НОЛП 10000/100

КТ 0,2 Рег. № 27112-04

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669717

3

ПС 220 кВ Зеленодольская, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Зеленодольская - Волжская

ТОГФ (П) 300/1, КТ 0,2S Рег. № 6143215

НДКМ 220000:^3/100:^3

КТ 0,2 Рег. № 60542-15

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669717

4

ПС 220 кВ Зеленодольская, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Зеленодольская - Помары

ТОГФ (П) 600/1, КТ 0,2S Рег. № 6143215

НДКМ 220000:^3/100:^3

КТ 0,2

Рег. № 60542-15

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669717

5

ПС 220 кВ Зеленодольская, ЗРУ-6 кВ, 3С 6 кВ, яч. 305

ТОЛ-НТЗ 600/5, КТ 0,5S Рег. № 6960617

ЗНОЛП-ЭК 6000:^3/100:^3

КТ 0,5 Рег. № 68841-17

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 3669717

6

ПС 110 кВ Крыловка, ЗРУ-10 кВ, 2С-10 кВ, яч. 46; 10кВ

ТВЛМ-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63

НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669717

СИКОН С70, рег. № 28822-05

7

ПС 110 кВ Крыловка, ЗРУ-10 кВ, 3С-10 кВ, яч. 9; 10кВ

ТВЛМ-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63

НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669717

1

2

3

4

5

6

7

8

ПС 110 кВ Новый Кинер, ОРУ-110 кВ, 1 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Новый Кинер-Илеть

ТФНД-110М (А) ТФЗМ-110Б-1У1 (В,С) 300/5, КТ 0,5 Рег. № 2793-71

НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5

Рег. № 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712

СИКОН С70, рег. № 28822-05

Сервер ИВК АО «Татэнергосбыт» УСВ-3, рег. № 64242-16 / сервер ИВК АО «Сетевая компания», СТВ-01, рег. № 86603-22

9

ПС 110 кВ Новый Кинер, ОРУ-110 кВ, 2 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Новый Кинер-Шиньша

ТФНД-110М 200/5, КТ 0,5 Рег. № 2793-71

НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5

Рег. № 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712

10

ПС 110 кВ Новый Кинер, ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВ

ТФНД-110М (А,В) ТФЗМ-110Б-1У1 (С) 300/5, КТ 0,5 Рег. № 2793-71

НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5

Рег. № 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712

11

ПС 110 кВ Новый Кинер, ОРУ-35 кВ,1 СШ-35 кВ, ВЛ35 кВ Новый Кинер-Мариец

ТФН-35М (А,В) ТФНД-35М (С) 150/5, КТ 0,5 Рег. № 3690-73; Рег. № 3689-73

НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 19813-05

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712

12

ПС 500 кВ Киндери, ОРУ-500 кВ, 2 секция 500 кВ, ВЛ-500 кВ Помары-Киндери

TG-550 2000/1, КТ 0,2S Рег. № 2673508

СРВ 72-800 500000:^3/100:^3

КТ 0,2 Рег. № 47844-11

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712

СИКОН С70, рег. № 28822-05

13

ПС 500 кВ Щёлоков, ОРУ 500 кВ, ВЛ 500 кВ Удмуртская - Щёлоков

SAS 550 2000/1, КТ 0,2S Рег. № 2512107

VEOS 500000:^3/100:^3

КТ 0,2 Рег. № 37113-08

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669708

СИКОН С70, рег. № 28822-05

1

2

3

4

5

6

7

14

ПС 500 кВ Бугульма, 1 СШ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Бугульма-Михайловская

ТОГФ (П) 500/1, КТ 0,2S Рег. № 61432-15

ЗНОГ 220000:^3/100:^3

КТ 0,2 Рег. № 61431-15

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669717

СИКОН С70, рег. № 28822-05

Сервер ИВК АО «Татэнергосбыт» УСВ-3, рег. № 64242-16 / сервер ИВК АО «Сетевая компания», СТВ-01, рег. № 86603-22

15

ПС 500 кВ Бугульма, 2 СШ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Бугульма-Северная

ТОГФ (П) 500/1, КТ 0,2S Рег. № 61432-15

ЗНОГ 220000:^3/100:^3

КТ 0,2 Рег. № 61431-15

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669717

16

ПС 500 кВ Бугульма, ОСШ-220 кВ, ОВ-220 кВ

ТОГФ (П) 2000/1, КТ 0,2S Рег. № 61432-15

ЗНОГ 220000:^3/100:^3

КТ 0,2 Рег. № 61431-15

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669717

17

ПС 500 кВ Бугульма, ВЛ 500 кВ Азот-Бугульма

SAS 550 3000/1, КТ 0,2S Рег. № 25121-07

VEOS 500000:^3/100:^3

КТ 0,2 Рег. № 37113-14

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712

18

ПС 500 кВ Бугульма, ОРУ-110 кВ, 1 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Бугульма-Елизаветинка-1

TG 145-420 750/1, КТ 0,2S Рег. № 15651-06

ЗНОГ-110 110000:^3/100:^3

КТ 0,2 Рег. № 23894-12

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669708

19

ПС 500 кВ Бугульма, ОРУ-110 кВ, 2 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Бугульма-Елизаветинка-2

TG 145-420 750/1, КТ 0,2S Рег. № 15651-06

ЗНОГ-110 110000:^3/100:^3

КТ 0,2 Рег. № 23894-12

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712

20

ПС 500 кВ Бугульма, ОРУ-110 кВ, ОСШ-110 кВ, ОВ-110 кВ

TG 145-420 750/1, КТ 0,2S Рег. № 15651-06

ЗНОГ-110 110000:^3/100:^3

КТ 0,2 Рег. № 23894-12

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712

21

ПС 500 кВ Бугульма, ОРУ-35 кВ, СШ-35 кВ ПГ, ф. ПГ-35 кВ

ТОЛ-СЭЩ 2000/1, КТ 0,5S Рег. № 51623-12

ЗНОЛ 35000:^3/100:^3

КТ 0,5 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669717

1

2

3

4

5

6

7

22

ПС 110 кВ Нурлат, ОРУ-110 кВ, 2 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Нурлат-

Кошки с отпайкой на ПС Русская Васильевка

TG145-420 600/5, КТ 0,2S Рег. № 3048905

ЗНОГ-110 110000:^3/100:^3

КТ 0,2 Рег. № 23894-12

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669708

СИКОН С70, рег. № 28822-05

Сервер ИВК АО «Татэнергосбыт» УСВ-3, рег. № 64242-16 / сервер ИВК АО «Сетевая компания», СТВ-01, рег. № 86603-22

23

ПС 110 кВ Нурлат, ОРУ-110 кВ, 2 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Нурлат-

Челно-Вершинская (Кольцевая)

TG145-420 600/5, КТ 0,2S Рег. № 3048905

ЗНОГ-110 110000:^3/100:^3

КТ 0,2 Рег. № 23894-12

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712

Примечания:

1. Допускается замена ТТ, ТН 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.

2. Допускается замена СТВ, УСВ, УСПД на аналогичные утвержденных типов.

3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

4. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.

5. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИ

[С КУЭ

Номер ИК

Вид электрической энергии

Границы основной погрешности ±6, %

Границы погрешности в рабочих условиях ±6, %

1

2

3

4

1-4, 12-20, 22, 23

Активная Реактивная

0,4

1,1

1,0

1,7

5

Активная Реактивная

1,1

2,7

2,2

3,7

1

2

3

4

6-11

Активная Реактивная

1,0

2,6

2,9

4,5

21

Активная Реактивная

1,0

2,6

1,7

2,7

Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU), с

±5

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая)

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

3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,9, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от плюс 5 °С до плюс 35 °С

Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

23

Нормальные условия

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- коэффициент мощности

- частота, Гц

температура окружающей среды для счетчиков, °С

от 98 до 102

от 100 до 120

0,9

50

от плюс 21 до плюс 25

Условия эксплуатации параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- коэффициент мощности cos9 (sin^)

- частота, Гц

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды для счетчиков, °С температура окружающей среды для серверов ИВК, °С температура окружающей среды для УСПД, °С атмосферное давление, кПа относительная влажность, %, не более

от 90 до 110

от 1(2) до 120

от 0,5 инд. до 1 емк от 49,6 до 50,4 от минус 60 до плюс 40 от плюс 5 до плюс 35 от плюс 10 до плюс 30 от плюс 15 до плюс 25 от 80,0 до 106,7 98

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08) СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-17)

140000

165000

220000

1

2

УСВ-3 (рег. № 64242-16):

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

Сервер точного времени СТВ-01 (рег. №86603-22) - время наработки на отказ, ч, не менее

100000

УСПД:

СИКОН С70 (рег. № 28822-05):

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

Серверы ИВК:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Счетчики:

СЭТ-4ТМ.03М (рег. №№ 36697-12, 36697-17)

-каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут

114

СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08)

-каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут

113

УСПД:

СИКОН С70(рег. № 28822-05)

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не менее

45

Серверы ИВК:

- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

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

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

В журналах событий фиксируются факты:

- в журнале событий счетчика и УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчика и УСПД;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера ИВК;

- защита информации на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

SAS 550

6

TG 145-420

15

TG-550

3

ТВЛМ-10

4

ТОГФ (П)

15

ТОЛ-10 III

4

ТОЛ-НТЗ

3

ТОЛ-СЭЩ

3

ТФНД-110М

6

ТФН-35М

2

ТФНД-35М

1

ТФЗМ-110Б-1У1

3

Трансформатор напряжения

VEOS

6

ЗНОГ-110

15

ЗНОГ

9

ЗНОЛ

3

ЗНОЛП-ЭК

3

НАМИ-35 УХЛ1

1

НДКМ

6

НКФ-110-57 У1

3

НОЛП-10

4

НТМИ-10-66

2

СРВ 72-800

3

Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М

10

СЭТ-4ТМ.03М.01

1

СЭТ-4ТМ.03М.16

12

Устройство сбора и передачи данных (УСПД)

СИКОН С70

6

Сервер точного времени

СТВ-01

2

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

1

Сервер ИВК АО «Сетевая компания»

-

1

Сервер ИВК АО «Татэнергосбыт»

-

1

Автоматизированное рабочее место (АРМ)

-

1

Документация

Формуляр

ТЭС.411711.017.ФО

1

Сведения о методах измерений

приведены в аттестованном документе ТЭС.411711.017.МВИ «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АО «Татэнергосбыт» семнадцатая очередь.

Нормативные документы

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

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

Развернуть полное описание