Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО "Алексинэнергосбыт". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО "Алексинэнергосбыт"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 160 от 19.03.12 п.11
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 45782
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО «Алексинэнергосбыт» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения 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 измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее -ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.03 по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206 соответственно, в режиме измерений активной электроэнергии; по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035 соответственно 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-ой уровень - устройство сбора и передачи данных на базе СИКОН С70 (далее -УСПД) и каналообразующая аппаратура.

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, ИВК «ИКМ-Пирамида» (Зав.№ 324) ЦСОИ филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», сервер сбора данных ЦСОИ ООО «Алексинэнергосбыт», устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (№1420) ЦСОИ филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», УСВ-2 (№2102) ЦСОИ ООО «Алексинэнергосбыт», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для измерительных каналов (ИК) № 19 - 31, 41, 42 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД СИКОН С70, где осуществляется

вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень по сотовым каналам связи стандарта GSM.

Для ИК № 1 - 11, 15 - 18 и 32 - 39 цифровой сигнал с выходов счетчиков по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в сервер сбора данных ЦСОИ ООО «Алексинэнергосбыт», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. выполняется дальнейшая обработка измерительной информации: формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Дополнительно на верхний уровень АИИС КУЭ поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ Филиала ОАО «ТГК-4» «Тульская региональная генерация», принадлежащей филиалу ОАО «Квадра» - «Центральная генерация». Перечень точек измерений, сбор данных с которых производится согласно договору об информационном обмене, указан в таблице 3. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии посредством интернет-провайдера.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени на основе УСВ-1 и УСВ-2, синхронизирующих собственные встроенные часы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ. Погрешность синхронизации не более ±0,5 с для УСВ-1 и не более ±0,35 с для УСВ-2.

Для ИК № 19 - 31, 41, 42 время часов ИВК «ИКМ-Пирамида», установленного в ЦСОИ филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», синхронизировано с временем часов УСВ-1 (Зав. №1420), синхронизация осуществляется не реже чем один раз в час, вне зависимости от наличия расхождении. Время часов УСПД синхронизировано с временем часов ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение времени часов сервера сбора данных и УСПД осуществляется каждый сеанс связи, синхронизация осуществляется вне зависимости от наличия расхождения. Сличение времени часов счетчиков с УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка времени часов счетчиков осуществляется при расхождении с временем часов УСПД ±2 с.

Для ИК № 1 - 11, 15 - 18 и 32 - 39 время часов сервера сбора данных, установленного в ЦСОИ ООО «Алексинэнергосбыт», синхронизировано с временем часов УСВ-2 (Зав. №2102), синхронизация осуществляется не реже чем один раз в час, вне зависимости от наличия расхождении. Сличение времени часов счетчиков с временем часов сервера сбора данных производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка времени часов счетчиков осуществляется при расхождении с временем часов сервера ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Журнал событий счетчиков электрической энергии и УСПД отражает: время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ООО «Алексинэнергосбыт» используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».

Таблица 1 — Идентификационные данные ПО

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

1

2

3

4

5

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b21906

5d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac

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

6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f

MD5

Окончание таблицы 1

1

2

3

4

5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc2

3 ecd814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее 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».

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

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

Технические характеристики

Таблица 2 — Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Номер точки измерений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВ-КЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

ТП-2

1

ТП №2

АОМЗ

ГРУ-10 кВ Ф. №12

ТПФМ-10 75/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 488 Зав. № 19931

НТМИ-10 10000/100 Кл.т.0,5 Зав. № 662467

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806112693

HP Proliant ML35 0R04

P

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

2

ТП №2

АОМЗ

ГРУ-10 кВ Ф. №2

ТПЛ-10 100/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 4745 Зав. № 4444

НТМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 3622

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т.

0,2S/0,5 Зав. № 0806112681

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

ТП-4

3

ТП №4

АОМЗ

ГРУ-10 кВ Ф. №1

ТПЛ-10 50/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 3559 Зав. № 11425

НТМК-10 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 58

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806112694

HP Proliant ML35 0R04

P

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

4

ТП №4

АОМЗ

ГРУ-10 кВ Ф. №12

ТПФМ-10 50/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 447 Зав. № 38625

НТМК-10 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 152

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806112309

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

ТП-5

5

ТП №5

АОМЗ

ГРУ-10 кВ Ф. №8

ТПЛ-10 75/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 9513 Зав. № 9299

НТМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 3618

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806112945

HP Proliant ML35 0R04

P

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

ТП-6

6

ТП №6

АОМЗ

ГРУ-10 кВ Ф. №9

ТПЛ-10 50/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 1514 Зав. № 6868

НТМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 612

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806111978

HP Proliant ML35 0R04

P

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

Номер точки измерений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВ-КЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

ТП

[-16

7

ТП №16

АОМЗ

ГРУ-10 кВ Ф. №6

ТПЛ-10 50/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 5880 Зав. № 6023

НТМК-10 10000/100 Кл.т. 0,5

Зав. № 37

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/05 Зав. № 0806112257

HP Proliant ML35 0R04

P

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

ТП

[-19

8

ТП №19

АОМЗ

ГРУ-10 кВ Ф. №2

ТПЛ-10 100/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 8646 Зав. № 6821

НТМИ-10-

66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 657

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806112254

HP Proliant ML35 0R04

P

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

9

ТП №19

АОМЗ

ГРУ-10 кВ Ф. №4

ТПЛ-10 100/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 3144 Зав. № 4664

НТМИ-10-

66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 657

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.

0,2S/0,5 Зав. № 0806111971

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

10

ТП №19

АОМЗ

ГРУ-10 кВ Ф. №7

ТПЛ-10 100/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 3740 Зав. № 1726

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 2751

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806113139

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

11

ТП №19

АОМЗ

ГРУ-10 кВ Ф. №8

ТПЛ-10 100/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 62850 Зав. № 64209

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 2751

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806113016

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

ТП

-7А

15

ТП №7А

АХК ГРУ

10 кВ

Ф. №1

ТПЛ-10 100/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 3473 Зав. № 30585

НТМК-10 10000/100

Кл.т. 0,5 Зав. № 2065

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806112194

HP Proliant ML35 0R04

P

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

Номер точки измерений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВ-КЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

16

ТП №7А

АХК ГРУ

10 кВ

Ф. №4

ТПЛ-10 100/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 7367 Зав. № 31698

НТМК-10 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 185

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806113026

HP Proliant ML35 0R04

P

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

ТП-20А

17

ТП №20А

АХК ГРУ

10 кВ

Ф. №6

ТПЛ-10 150/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 7782 Зав. № 1468

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 1236

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806112558

HP Proliant ML35 0R04

P

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

ТП

[-12

18

ТП №12

АЭСК

ГРУ-10 кВ Ф. №3

ТПЛ-10 75/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 8203 Зав. № 53483

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 984

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.

0,2S/0,5 Зав. № 0806112941

HP Proliant ML35 0R04

P

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

ПС 110/10 кВ №1

83 «Пушкинская»

19

ПС 183 «Пушкинская»

ГРУ-10 кВ Ф. №1

ТЛМ-10-1 300/5

Кл.т. 0,5S Зав. № 26211000000 39

Зав. № 26211000000 34

Зав. № 26211000000 37

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 3036

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т.

0,5S/1,0 Зав. № 0108071312

СИКОН С70 Зав. № 05930

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±6,2

Номер точки измерений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВ-КЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

20

ПС 183 «Пушкинская»

ГРУ-10 кВ Ф. №3

ТЛМ-10-1 400/5

Кл.т. 0,5S Зав. № 26211000000 28

Зав. № 26211000000 24

Зав. № 26211000000 31

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 3036

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108071330

СИКОН С70 Зав. № 05930

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±6,2

21

ПС 183 «Пушкинская»

ГРУ-10 кВ Ф. №4

ТЛМ-10-1 200/5

Кл.т. 0,5S Зав. № 26211000000 01

Зав. № 26211000000 07

Зав. № 26211000000 10

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 4112

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108071419

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,3

±6,1

22

ПС 183 «Пушкинская»

ГРУ-10 кВ Ф. №5

ТЛМ-10-1 200/5

Кл.т. 0,5S Зав. № 26211000000 02

Зав. № 26211000000 06

Зав. № 26211000000 09

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 3036

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т.

0,5S/1,0 Зав. № 0108071231

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±6,2

Номер точки измерений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВ-КЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

23

ПС 183 «Пушкинская»

ГРУ-10 кВ Ф. №6

ТЛМ-10-1 400/5

Кл.т. 0,5S Зав. № 26211000000 22

Зав. № 26211000000 25

Зав. № 26211000000 29

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 4112

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108071337

СИКОН С70 Зав. № 05930

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,3

±6,1

24

ПС 183 «Пушкинская»

ГРУ-10 кВ Ф. №7

ТЛМ-10-1 400/5

Кл.т. 0,5S Зав. № 26211000000 27

Зав. № 26211000000 33

Зав. № 26211000000 26

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 3036

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108071442

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±6,2

25

ПС 183 «Пушкинская»

ГРУ-10 кВ Ф. №8

ТЛМ-10-1 200/5

Кл.т. 0,5S Зав. № 26211000000 03

Зав. № 26211000000 04

Зав. № 26211000000 11

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 4112

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т.

0,5S/1,0 Зав. № 0108071313

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,3

±6,1

Номер точки измерений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВ-КЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

26

ПС 183 «Пушкинская»

ГРУ-10 кВ Ф. №9

ТЛМ-10-1 150/5

Кл.т. 0,5S Зав. № 26211000000 19

Зав. № 26211000000 21

Зав. № 26211000000 14

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 3036

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108071372

СИКОН С70 Зав. № 05930

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±6,2

27

ПС 183 «Пушкинская»

ГРУ-10 кВ Ф. №10

ТЛМ-10-1 150/5

Кл.т. 0,5S Зав. № 26211000000 15

Зав. № 26211000000 16

Зав. № 26211000000 18

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 4112

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108071449

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,3

±6,1

28

ПС 183 «Пушкинская»

ГРУ-10 кВ Ф. №11

ТЛМ-10-1 400/5

Кл.т. 0,5S Зав. № 26211000000 30

Зав. № 26211000000 32

Зав. № 26211000000 23

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 3036

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т.

0,5S/1,0 Зав. № 0108071351

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±6,2

Номер точки измерений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВ-КЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

29

ПС 183 «Пушкинская»

ГРУ-10 кВ Ф. №12

ТЛМ-10-1 300/5

Кл.т. 0,5S Зав. № 26292100000 41

Зав. № 26211000000 42

Зав. № 26211000000 36

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 4112

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108071446

СИКОН С70 Зав. № 05930

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,3

±6,1

30

ПС 183 «Пушкинская»

ГРУ-10 кВ Ф. №14

ТЛМ-10-1 150/5

Кл.т. 0,5S Зав. № 26211000000 13 Зав. № 26211000000 17 Зав. № 26211000000 20

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 4112

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108071947

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,3

±6,1

31

ПС 183 «Пушкинская»

ГРУ-10 кВ Ф. №18

ТЛМ-10-1 300/5

Кл.т. 0,5S Зав. № 26211000000 35

Зав. № 26211000000 38

Зав. № 26211000000 40

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 4112

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т.

0,5S/1,0 Зав. № 0108071333

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,3

±6,1

Номер точки измерений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВ-КЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

ПС № 242 «Мышега»

32

ПС 242 «Мышега»

ГРУ-10 кВ

Ф. №13

ТПЛ-10 200/5

Кл.т. 0,5 Зав. №6549 Зав. № 6550

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 551

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т.

0,2S/0,5 Зав. № 0806113051

HP Proliant ML35 0R04

P

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

33

ПС 242 «Мышега»

ГРУ-10 кВ

Ф. №17

ТПЛ-10 300/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 21869 Зав. № 55802

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 551

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806113002

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

34

ПС 242 «Мышега»

ГРУ-10 кВ

Ф. №27

ТПЛ-10 100/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 7955 Зав. № 7986

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 2260

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806112994

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

35

ПС 242 «Мышега»

ГРУ-10 кВ

Ф. №29

ТПЛ-10 150/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 40688 Зав. № 17421

НМТИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 2260

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806113092

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

РП-2

36

РП №2

АЗТПА

ГРУ-10 кВ Ф. №5

ТПФ 200/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 101482 Зав. № 101500

НАМИ-1095 УХЛ2 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 112

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.

0,2S/0,5 Зав. № 0806113023

HP Proliant ML35 0R04

P

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

37

РП №2

АЗТПА

ГРУ-10 кВ Ф. №13

ТПФ 200/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 99918 Зав. № 99913

НАМИ-1095 УХЛ2 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 101

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806113072

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

Номер точки измерений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВ-КЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

ТП-1

38

ТП №1

АСК

ГРУ-10 кВ Ф. №10

ТПЛ-10 150/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 1274 Зав. № 1288

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 3562

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806112652

HP Proliant ML35 0R04

P

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

39

ТП №1

АСК

ГРУ-10 кВ Ф. №12

ТПЛ-10 50/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 25667 Зав. № 31001

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 3562

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806112565

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

ПС 110/10 кВ №1

83 «Пушкинская»

41

ПС 183 «Пушкинская»

ГРУ-10 кВ Ф. №13

ТЛМ-10-1

300/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 01435 Зав. № 01450 Зав. № 01445

НТМИ-10-66 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 3036

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806113019

СИКОН С70 Зав. № 05930

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

42

ПС 183 «Пушкинская»

ГРУ-10 кВ Ф. №20

ТОЛ-10-I 300/5

Кл.т. 0,5S Зав. № 51822 Зав. № 51824 Зав. № 51828

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 4112

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т.

0,5S/1,0 Зав. № 0803112891

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,3

±5,3

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. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;

4. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,95 ^ 1,05) Uhom; ток (1,0 ^ 1,2) 1ном; cos9 = 0,9инд.;

- температура окружающей среды: (20±5) °С.

5. Рабочие условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение - (0,9 ^ 1,1) Uhom, ток - (0,01 ^ 1,2) Ihom; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 + 1,0 (0,87 + 0,5);

6. Допускаемая температура окружающей среды ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 70°С; счетчиков - от минус 40 °С до + 60 °С; УСПД - от минус 10 °С до + 50 °С; ИВК - от плюс 10 °С до + 25 °С;

7. Погрешность в рабочих условиях указана тока 0,02^Ihom, cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до + 40 °С;

8. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035.

9. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД и УСВ на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником оборудования порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

10. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Госреестр средств измерений.

Таблица 3 - Перечень точек измерений АИИС КУЭ филиала ОАО «ТГК-4» «Тульская

региональная генерация», результаты измерений по которым получают в рамках соглашения об информационном обмене.

№ п/п

Номер точки измерений

Наименование объекта измерений

Наименование точки измерений

Реквизиты методики измерений смежного субъекта

Филиал ОАО «Квадра» - «Центральная генерация»

1

2.12

АТЭЦ

Яч.8

МВИ количества электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ филиала ОАО "ТГК-4" "Тульская региональная генерация"

Свидетельство об аттестации МВИ № 206.2/001-07 от 1.02.2007 г.

Внесена в Федеральный реестр методик выполнения измерений под №

ФР.1.34.2007.03121

2

2.13

Яч.43

3

2.14

Яч.47

4

2.40

Яч.20

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, сред-

нее время восстановления работоспособности 168 часов;

- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 168 часов;

- УСПД «СИКОН С70» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 часа;

- УСВ-1 среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

- УСВ-2 среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни

ка 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; 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 - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 3 года;

- Сервер АИИС - 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 и мощности (АИИС КУЭ) ООО «Алексинэнергосбыт» типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Количество

Трансформатор тока ТПФ (Госреестр № 517-50)

4 шт.

Трансформатор тока ТПФМ-10 (Госреестр № 814-53)

4 шт.

Трансформатор тока ТПЛ-10 (Госреестр № 1276-59)

38 шт.

Трансформатор тока ТЛМ-10-1 (Госреестр № 2473-05)

42 шт.

Трансформатор тока ТОЛ-10-I (Госреестр № 15128-07)

3 шт.

Трансформатор напряжения НТМИ-10 (Госреестр № 831-53)

4 шт.

Трансформатор напряжения НТМК-10 (Госреестр № 355-49)

5 шт.

Трансформатор напряжения НТМИ-10-66 (Госреестр № 831-69)

8 шт.

Наименование

Количество

Трансформатор напряжения НАМИ-10 (Госреестр № 11094-87)

1 шт.

Трансформатор напряжения НАМИ-10-95 УХЛ2 (Госреестр № 20186-00)

2 шт.

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр №36697-08)

24 шт.

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03.01(Госреестр № 27524-04)

13 шт.

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М.01 (Госреестр №36697-08)

1 шт.

Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (Госреестр №28822-05)

1 шт.

ИВК «ИКМ-Пирамида» (Госреестр №45270-10)

1 шт.

Устройство синхронизации времени УСВ-1 (Госреестр №28716-05)

1 шт.

Устройство синхронизации времени УСВ-2 (Госреестр №41681-10)

1 шт.

Методика поверки

1 шт.

Формуляр

1 шт.

Руководство по эксплуатации

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу МП 49280-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО «Алексин-энергосбыт». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

- Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";

- СЭТ-4ТМ.03- по методике поверки - ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ;

- СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;

- Устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1»;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационновычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки ВЛСТ 230.00.000 И1»;

- УСВ-1 - по документу ИВК «Усройства синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП»;

- УСВ-2 - по документу ИВК «Усройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001МП».

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учёта электроэнергии и мощности ООО «Алексинэнер-госбыт». Руководство по эксплуатации».

Нормативные документы

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

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

ГОСТ Р 52323-2005   «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   «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.

Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии»

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

нические условия.

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

положения.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание