Приложение к свидетельству № 61102
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 21
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
коммерческого
филиала ОАО
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительная
учетаэлектрическойэнергии (мощности)АИИСКУЭ
«Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-1
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ филиала ОАО «Генерирующая компания»
Казанская ТЭЦ-1 (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной
электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля
потребления электроэнергии и мощности по расчетным точкам учета, формирования отчетных
документов, передачи информации в центр сбора и обработки информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматическиеизмерения30-тиминутныхприращенийактивнойиреактивной
электроэнергии и средних на 30-ти минутных интервалах значений активной и реактивной
мощности;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии и значениях
электроэнергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 минут и данных о состоянии
средств измерений;
- хранение 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 места (АРМы);
- обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданныхот
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб,
паролей доступа и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
- обеспечение подготовки данных об измеренных величинах и о состоянии средств измерений в
заранее согласованных XML форматах (макетах) для передачи их по электронной почте
участникам Оптового Рынка Электрической Энергии и Мощности (ОРЭМ). Состав данных в
макетах – результаты измерений и состояние средств измерений (формируются разными
макетами).
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ состоит из следующих функциональных уровней:
- первый уровень включает в себя измерительно-информационный комплекс (ИИК) и
выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК
входят измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее –
ТН), вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии (далее – счетчики),
установленные на объектах, указанных в таблице 12.
- второй уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав
ИВК входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении) «ИКМ-Пирамида»
(Госреестр №45270-10); технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая
Лист № 2
Всего листов 21
аппаратура); устройство синхронизации системного времени типа УСВ-2 (Госреестр
№41681-10);техническиесредствадляорганизациифункционированиялокальной
вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства
обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей и программное обеспечение (ПО)
"Пирамида 2000".
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений,
автоматической диагностики состояния средств измерений, отправки/приема информации о
результатах измерений и состояниях средств измерений в виде макетов XML в форматах по
электронной почте от других участников (другим участникам) ОРЭМ, подготовки отчетов и
передачи их различным пользователям.
В ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивается автоматическая синхронизация времени
встроенных часов во всех средствах измерений, подключенных к ИВК «ИКМ-Пирамида»,
входящих в измерительный канал, с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ).
СОЕВ АИИС КУЭ охватывает уровень счетчиков, ИВК и имеет нормированную точность.
Ведение системы единого времени (измерение времени, синхронизация времени, коррекция
времени), возможность автоматической синхронизации по сигналам проверки времени
обеспечена подключением к ИВК устройства синхронизации времени УСВ-2. Сличение
времени ИВК и счетчиков осуществляется один раз в сутки. Коррекция системного времени
производится не реже одного раза в сутки, при достижении расхождения времени ИВК и
счетчиков ± 2 с. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.
ОписаниеметрологическихитехническиххарактеристикИИК,покоторым
производятся коммерческие расчеты на ОРЭМ, приведены в приложениях (описании типов
средств измерений) свидетельств об утверждении типов средств измерений данных
АИИС КУЭ.
АИИСКУЭобеспечиваетизмерениеследующихосновныхпараметров
энергопотребления:
1) активной (реактивной) электроэнергии за определенные интервалы времени по каналам
учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая
прием и отдачу электроэнергии;
2) средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы временипо
каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
3) календарного времени и интервалов времени.
4) Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме
фиксируется в энергонезависимой базе данных электросчетчиков и ИВК.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и ИВК
хранится служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета,
регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о
работоспособности устройств, перерывы электропитания и другая информация. Эта
информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ и другим участникам ОРЭМ.
В АИИС КУЭ измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим
образом. Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи
(вторичным измерительным цепям) поступают на соответствующие входы электронных
счетчиков электрической энергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов
преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения
электрического тока в микропроцессорах счетчиков вычисляются мгновенные значения
активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за этот период
реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности.
Лист № 3
Всего листов 21
Измерительнаяинформациянавыходесчетчиковбезучетакоэффициентов
трансформации:
- 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.
Всеэлектросчетчикиобеспечиваютведениеастрономическогокалендаря,с
возможностью коррекции текущего времени с верхнего уровня. Точность хода часов ± 3 с.
Измерительная информация сохраняется в энергонезависимой памяти электросчетчиков.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает по запросу или в
автоматическом режиме на ИВК. Точность хода часов ± 1 с.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной
информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов
трансформации ТТ и ТН , формирование поступающей информации, хранение измерительной
информации и оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на
мониторах АРМ и передача/прием информации в организации – участники оптового рынка
электроэнергии осуществляется от ИВК «ИКМ-Пирамида» через интернет провайдера.
Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими
характеристиками многофункциональных электросчетчиков, сервера сбора данных ИВК и
уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Информация от смежных участников
оптового рынка электроэнергии по измерениям передается в ИВК посредством электронной
почты в согласованных зараннее форматах (макетах типа 80020) и в дальнейшем используется
при формировании отчетных данных с помощью ПО «Пирамида 2000» при условии, что
смежные системы АИИС КУЭ соответствуют всем требованиям, предъявляемым к
информационно измерительным системам, которые могут использоваться для коммерческих
расчетов на ОРЭМ. Каждой такой точке измерения присваивается свой индивидуальный номер,
который позволяет однозначно идентифицировать соответствующую точку измерений и
использовать полученную информацию для обработки, хранения и передачи заинтересованным
пользователям АИИС КУЭ.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ, являются
средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи,
модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные средства вычислительной
техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам
и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных
технических компонентов.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется програмное обеспечение «Пирамида 2000».
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблицах с 1
по 10.
Таблица 1
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если имеются)
Значение
CalcClients.dll
1.0.0.0
e55712d0b1b219065d63da949114dae4
-
Лист № 4
Всего листов 21
Таблица 2
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если имеются)
Значение
CalcLeakage.dll
1.0.0.0
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f
-
Таблица 3
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если имеются)
Значение
CalcLosses.dll
1.0.0.0
d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac
-
Таблица 4
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если имеются)
Значение
Metrology.dll
1.0.0.0
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
-
Таблица 5
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если имеются)
Значение
ParseBin.dll
1.0.0.0
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
-
Таблица 6
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если имеются)
Значение
ParseIEC.dll
1.0.0.0
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
-
Таблица 7
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если имеются)
Значение
ParseModbus.dll
1.0.0.0
c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48
-
Таблица 8
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если имеются)
Значение
ParsePiramida.dll
1.0.0.0
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
-
Лист № 5
Всего листов 21
Таблица 9
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если имеются)
Значение
SynchroNSI.dll
1.0.0.0
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
-
Таблица 10
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если имеются)
Значение
VerifyTime.dll
1.0.0.0
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
-
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО – MD5.
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений – высокой (в соответствии с Р 50.2.077-2014).
Метрологические и технические характеристики
Метрологические характеристики и состав ИИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 11, 12.
Таблица 11
Параметр
Значение
Пределы допускаемых значений относительной
погрешности измерения электрической энергии.
Значения пределов допускаемых
погрешностей приведены в
таблице 12
Параметры питающей сети переменного тока:
напряжение, В
частота, Гц
220± 22
50 ± 1
Температурный диапазон окружающей среды для:
- счетчиков электрической энергии, °С
- трансформаторов тока и напряжения, °С
от минус 20 до 60
от минус 40 до 50
0,5
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки
счетчиков, не более, мТл
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой,
подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, %
Первичные номинальные напряжения, кВ
Первичные номинальные токи, кА
Номинальное вторичное напряжение, В
Номинальный вторичный ток, А
Количество точек учета (ИИК) шт.
Интервал задания границ тарифных зон, минут
25-100
0,25
110; 6;
8; 3; 1; 0,8; 0,6; 0,4; 0,3
100
5
78
30
± 5
Пределы допускаемой абсолютной погрешности хода
часов, не более, секунд в сутки
Средний срок службы системы, лет
15
Лист № 6
Всего листов 21
Состав измерительного канала
Метрологические
характеристики
№
точки
изме-
рения
Наименование объекта
Вид
электро-
энергии
5
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Таблица 12
ТТТНСчетчик
ОсновнаяПогрешность
погрешность, в рабочих
%условиях, %
12
34
678
1Генератор №5
ТШВ-15ЗНОМ-15
8000/5 6000/100
КТ 0,5 КТ 0,5
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
2Генератор №6
ТШВ-15ЗНОМ-15
8000/5 6000/100
КТ 0,5 КТ 0,5
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
3Генератор №7
ТШВ-15ЗНОМ-15
8000/5 6000/100
КТ 0,5 КТ 0,5
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
4ГТУ-2
ТШЛ-10 ЗНОЛ-06
3000/5 6000/100
КТ 0,5SКТ 0,5
активная±0,8±1,1
реактивная±1,8±3,6
5ГТУ-1
ТШЛ-10 ЗНОЛ-06
3000/5 6000/100
КТ 0,5SКТ 0,5
активная±0,8±1,1
реактивная±1,8±3,6
6Яч.2А РП-9
ТОЛ-10 НТМИ-6
600/5 6000/100
КТ 0,2КТ 0,5
активная±0,6±1,0
реактивная±1,8±3,6
Лист № 7
Всего листов 21
3
4
5
ТОЛ-10
600/5
КТ 0,2
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
ТПОЛ-10
600/5
КТ 0,5
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
ТОЛ-10
400/5
КТ 0,5
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
ТПФ-10
300/5
КТ 0,5
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
ТПОЛ-10
400/5
КТ 0,5
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-
4ТМ.03.01
КТ 0,5S/1,0
ТПОЛ-10
600/5
КТ 0,5
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
ТПОФ-10
600/5
КТ 0,5
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Продолжение таблицы 12
12
678
7Яч.2Б РП-9
активная±0,6±1,0
реактивная±1,8±3,6
8Яч.5 ТП-397
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
9Яч.6 Эл. Депо
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
10Яч.10 ПО Свияга
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
11Яч.15Б ООО Бахетле
активная±1,0±2,1
реактивная±2,0±2,9
12Яч.16 ПО Радиоприбор
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
13Яч.19 ОАО Мелита
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
Лист № 8
Всего листов 21
1
2
5
14
Яч.20А ТП-2462
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
15
Яч.20Б КФ ОАО Холод
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
16
Яч.21А ТП-2464
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
17
Яч.21Б ТП-328
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
18
Яч.22А ТП-2022
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
19
Яч.22Б ТП-267
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
20
Яч.23 ОАО Нэфис
Косметикс
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Продолжение таблицы 12
34
678
ТОЛ-10 НТМИ-6
600/5 6000/100
КТ 0,2КТ 0,5
активная±0,6±1,0
реактивная±1,8±3,6
ТОЛ-10 НТМИ-6
600/5 6000/100
КТ 0,2КТ 0,5
активная±0,6±1,0
реактивная±1,8±3,6
ТОЛ-10 НТМИ-6
600/5 6000/100
КТ 0,2КТ 0,5
активная±0,6±1,0
реактивная±1,8±3,6
ТОЛ-10 НТМИ-6
600/5 6000/100
КТ 0,2КТ 0,5
активная±0,6±1,0
реактивная±1,8±3,6
ТОЛ-10 НТМИ-6
600/5 6000/100
КТ 0,5КТ 0,5
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
ТОЛ-10 НТМИ-6
600/5 6000/100
КТ 0,5КТ 0,5
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
ТЛМ-10 НТМИ-6
600/5 6000/100
КТ 0,5КТ 0,5
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
Лист № 9
Всего листов 21
1
2
3
4
5
21
Яч.24 Казгорэлектротранс
ТПОФ-10
600/5
КТ 0,5
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
22
Яч.25А ТП-272 (ТП-
1824,РТП-99)
ТПОЛ-10
600/5
КТ 0,5
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
23
Яч.25Б Сувар-Казань
ТПОЛ-10
800/5
КТ 0,5
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
24
Яч.26Б ОАО Спартак
ТОЛ-10
1000/5
КТ 0,2S
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
25
Яч.27А РТП-128
ТОЛ-10
1000/5
КТ 0,2S
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
26
Яч.28А РТП-70
ТОЛ-10
600/5
КТ 0,2
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
27
Яч.28Б ТП-4816
ТОЛ-10
600/5
Кл.т. 0,2
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Продолжение таблицы 12
678
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,6±1,0
реактивная±1,3±3,1
активная±0,6±1,0
реактивная±1,3±3,1
активная±0,6±1,0
реактивная±1,8±3,6
активная±0,6±1,0
реактивная±1,8±3,6
Лист № 10
Всего листов 21
3
4
5
ТОЛ-10
600/5
КТ 0,2
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
ТПОЛ-10
300/5
КТ 0,5
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-
4ТМ.03.01
КТ 0,5S/1,0
ТПОЛ-10
600/5
КТ 0,5
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
ТПОФ-10
600/5
КТ 0,5
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
ТПОЛ-10
600/5
КТ 0,2
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
ТПОЛ-10
300/5
КТ 0,5
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
ТПОЛ-10
300/5
КТ 0,2
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Продолжение таблицы 12
12
678
28Яч.29А ТП-383
активная±0,6±1,0
реактивная±1,8±3,6
29Яч.30А ООО Мегаполис
активная±1,0±2,1
реактивная±2,0±2,9
30Яч.31 З-д Точмаш
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
31Яч.33 ОАО Карамай
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
32Яч.39 З-д Точмаш
активная±0,6±1,0
реактивная±1,8±3,6
33Яч.40А ООО Мегаполис
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
34Яч.41А ЗАО АРГО
активная±0,6±1,0
реактивная±1,8±3,6
Лист № 11
Всего листов 21
1
2
3
4
5
35
Яч.42А РТП-128
ТОЛ-10
1000/5
КТ 0,2S
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
36
Яч.43А ТП-472 (ТП-
1427,РТП-99)
ТПОЛ-10
600/5
КТ 0,5
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
37
Яч.43Б Сувар-Казань
ТПОЛ-10
800/5
КТ 0,5
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
38
Яч.46 ОАО Нефис
Косметикс
ТПОЛ-10
600/5
КТ 0,2
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
39
Яч.53А МУП
Метроэлектротранс
ТПОЛ-10
300/5
КТ 0,2
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
40
Яч.53Б МУП
Метроэлектротранс
ТПОЛ-СВЭЛ-10
300/5
КТ 0,2
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,5S/1,0
41
Яч.54А ЗАО Кварт
ТПОЛ-10
600/5
КТ 0,2
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Продолжение таблицы 12
678
активная±0,6±1,0
реактивная±1,3±3,1
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,6±1,0
реактивная±1,8±3,6
активная±0,6±1,0
реактивная±1,8±3,6
активная±0,8±2,0
реактивная±2,0±2,9
активная±0,6±1,0
реактивная±1,8±3,6
Лист № 12
Всего листов 21
1
2
3
4
5
42
Яч.54Б ЗАО ПКФ Тройка
ТПОЛ-10
600/5
Кл.т. 0,2
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
43
Яч.56А ТП-2462
ТПОЛ-10
600/5
КТ 0,2
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
44
Яч.56Б ТП-353
ТПОЛ-10
600/5
КТ 0,2
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
45
Яч.57 Метро
ТПОЛ-10
600/5
КТ 0,2
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
46
Яч.58А ОАО Нэфис
Косметикс
ТПОЛ-10
600/5
КТ 0,2
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
47
Яч.59 ОАО Спартак
ТОЛ-10
1000/5
КТ 0,2S
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
48
Яч.64А СК Кирова
ТВЛМ-10
1000/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Продолжение таблицы 12
678
активная±0,6±1,0
реактивная±1,8±3,6
активная±0,6±1,0
реактивная±1,8±3,6
активная±0,6±1,0
реактивная±1,8±3,6
активная±0,6±1,0
реактивная±1,8±3,6
активная±0,6±1,0
реактивная±1,8±3,6
активная±0,6±1,0
реактивная±1,3±3,1
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
Лист № 13
Всего листов 21
1
2
3
4
5
49
Яч.64Б СК Кирова
ТВЛМ-10
1000/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
50
Яч.70Б ЗАО Кварт
ТВЛМ-10
600/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
51
Яч.70В З-д Точмаш
ТВЛМ-10
600/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
52
Яч.71А Гипермаркет
Кольцо
ТЛМ-10
600/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
53
Яч.71В ЗАО Кварт
ТЛМ-10
600/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
54
Яч.74А Метро
ТЛМ-10
600/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
55
Яч.74Б СК Кирова
ТВЛМ-10
1000/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Продолжение таблицы 12
678
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
Лист № 14
Всего листов 21
1
2
3
4
5
56
Яч.76А Метро
ТВЛМ-10
1000/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
57
Яч.76Б Квартал 146 (РП-
70 Л-2)
ТВЛМ-10
1000/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
58
Яч.80Б Метро
ТВЛМ-10
600/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
59
Яч.80В З-д Точмаш
ТВЛМ-10
600/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
60
Яч.83А Квартал Б (РП-
127)
ТЛК-10
600/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
61
Яч.83Б СК Кирова
ТВЛМ-10
600/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
62
Яч.83В Метро
ТВЛМ-10
600/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Продолжение таблицы 12
678
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
Лист № 15
Всего листов 21
1
2
3
4
5
63
Яч.84Б ООО Бахетле
ТЛМ-10
400/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
64
Яч.84В ТП-2465
ТВЛМ-10
1000/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
65
Яч.86А КЭС ТП-1824
(БКТП-306)
ТВЛМ-10
1000/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
66
Яч.86Б ТП-2464
ТВЛМ-10
600/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
67
Яч.90А Гипермаркет
Кольцо
ТВЛМ-10
600/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
68
Яч.90Б ГИБДД (ТП-3841)
ТОЛ-10 УТ2.1
400/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
69
Яч.91А ЗАО Кварт
ТВЛМ-10
600/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Продолжение таблицы 12
678
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
Лист № 16
Всего листов 21
1
2
3
4
5
70
Яч.91Б ЗАО Кварт
ТВЛМ-10
600/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
71
Яч.93А СК Кирова
ТВЛМ-10
1000/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
72
Яч.93Б СК Кирова
ТВЛМ-10
1000/5
КТ 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
73
ВЛ-110кВ ТЭЦ1-Западная
TGM 145
1000/5
КТ 0,2
НКФ-110
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
74
ВЛ-110кВ ТЭЦ1-
Новокремлевская
TGM 145
1000/5
КТ 0,2S
НКФ-110
110000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
75
ВЛ-110кВ ТЭЦ1-Южная-
1
TGM 145
1000/5
КТ 0,2
НКФ-110
110000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
76
ВЛ-110кВ ТЭЦ1-Южная-
2
TGM 145
1000/5
КТ 0,2S
НКФ-110
110000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Продолжение таблицы 12
678
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,9±1,1
реактивная±2,4±3,6
активная±0,6±1,0
реактивная±1,8±3,6
активная±0,6±1,0
реактивная±1,3±3,1
активная±0,6±1,0
реактивная±1,8±3,6
активная±0,6±1,0
реактивная±1,3±3,1
Лист № 17
Всего листов 21
3
4
5
ТФНД-110
600/5
КТ 0,5
НКФ-110
110000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
ТРГ-110 II
1000/5
КТ 0,2S
НКФ-110-
57У1
110000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,5S/1,0
Продолжение таблицы 12
12
678
77Т-1(110кВ)
активная±0,0±0,0
реактивная±0,0±0,0
78ОВ-110 кВ
активная±1,0±2,0
реактивная±2,0±2,3
Лист № 18
Всего листов 21
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95.
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
•напряжение от 0,98·U
ном
до 1,02·U
ном
;
•сила тока от I
ном
до 1,2·I
ном
, cos
φ
=0,9 инд;
•температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
•напряжение питающей сети от 0,9·U
ном
до 1,1·U
ном
;
•сила тока от 0,05·I
ном
до 1,2·I
ном
;
•температура окружающей среды:
-
для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ от минус 40 °С до плюс 60 °С;
-
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
-
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001;
-
для сервера от 10 до 40 °С.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-
2001, счетчики по ГОСТ 31819.22 – 2012 в режиме измерения активной электроэнергии и
ГОСТ 31819.23 – 2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в таблице 12. Допускается замена компонентов системы на однотипные
утвержденного типа. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим
описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. После замены измерительных
компонентов и восстановления ИК предъявить ИК на внеочередную поверку.
Для разных сочетаний классов точности измерительных трансформаторов и счетчиков
электрической энергии пределы допускаемых относительных погрешностей измерения
энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации рассчитываются согласно алгоритмам,
приведенным в «Методике поверки» АИИС КУЭ АИИСГК15.01.00 МП.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой
мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения
получасовоймощности,накоторыхнепроизводитсякорректировкавремени(δ
р
),
рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу
показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля
нагрузки в импульсах):
, где:
δ
p
- пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой
мощности и энергии, в %;
δ
э
- пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.12 измерения
электроэнергии, в %;
К-масштабныйкоэффициент,равныйобщемукоэффициентутрансформации
трансформаторов тока и напряжения;
К
е
- внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в
Вт∙ч);
Т
ср
- интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале
Лист № 19
Всего листов 21
усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней
мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности,
на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
,
где:
∆t - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в
секундах); Тcр - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Надежность применяемых в системе компонентов:
·
электросчетчик – среднее время наработки на отказ не менее Т= 90000 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=1 ч.
Надежность системных решений:
·
резервирование питания электросчетчиков от цепей переменного тока 220в и
ИВК с помощью источника бесперебойного питания и устройств АВР;
·
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений и состоянии
средств измерений может передаваться/приниматься в/от организации-участника
ОРЭМ по выделеным, коммутируемым каналам связи, GSM и по электронной
почте;
Регистрация событий:
·
в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Знак утверждения типа
наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским
способом.
Комплектность средства измерений
Комплект поставки приведен в таблице 13.
Таблица 13
№Наименование
п/п
Тип
12
1 Трансформаторы тока
2 Трансформаторы тока
3 Трансформаторы тока
4 Трансформаторы тока
5 Трансформаторы тока
6 Трансформаторы тока
7 Трансформаторы тока
8 Трансформаторы тока
9 Трансформаторы тока
10 Трансформаторы тока
11 Трансформаторы тока измерительные
12 Трансформаторы тока
3
ТШВ-15
ТШЛ-10УЗ
ТОЛ-СВЭЛ
ТПОЛ 10
ТОЛ-10 УТ2
ТПФМ-10
ТПОФ
ТЛМ-10
ТОЛ-10-I
ТПОЛ-СВЭЛ
ТВЛМ-10
ТЛК-10
№ Trial
Госреестра ество,
шт.
45
1836-639
3972-736
42663-0933
1261-0251
6009-77 4
814-53 2
518-50 6
2473-00 10
15128-07 12
45425-103
1856-63 38
9143-062
Лист № 20
Всего листов 21
Продолжение таблицы 13
12
13 Трансформаторы тока
14 Трансформаторы тока измерительные
15 Трансформаторы тока элегазовые
16 Трансформаторы напряжения
17 Трансформаторы напряжения измерительные
18 Трансформаторы напряжения
19 Трансформаторы напряжения
20 Трансформаторы напряжения
21 Трансформаторы напряжения
17 Счётчики электрической энергии
18 Счётчики электрической энергии
20 Устройства синхронизации времени
21 Комплексы информационно-вычислительные
22 Программное обеспечение
23 Методика поверки
24 Формуляр
25 Руководство по эксплуатации
3
TG 145-420
ТФНД-110М
ТРГ-110-II*
ЗНОМ-15-63
ЗНОЛ.06
НТМИ-6
НТМИ-6-66
НКФ-110
НКФ-110-57 У1
СЭТ-4ТМ.03
СЭТ-4ТМ.03М
УСВ-2
ИКМ - Пирамида
«Пирамида 2000»
АИИСГК15.01.00 МП
АИИСГК15.01.00 ФО
АИИСГК15.01.00 РЭ
45
15651-96 12
2793-71 3
26813-06 3
1593-70 9
3344-04 6
380-49126
2611-70 75
26452-04 15
14205-94 3
27524-04 10
36697-08 68
41681-10 1
45270-10 1
-1
-1
-1
-1
Поверка
осуществляетсяподокументуАИИСГК15.01.00МП«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности)
АИИС КУЭ филиала ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-1. Методика поверки»,
утвержденному ФБУ «ЦСМ Татарстан» 25 октября 2015 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003,
МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с
методикойповерки«Счетчикэлектрическойэнергиимногофункциональный
СЭТ-4ТМ.03.Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной с руководителем
ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М в
соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный
СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с
руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- средства поверки УСВ-2 в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИИФТРИ
в trial.
- радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
«Глонасс», Global Positioning System (GPS).
Сведения о методиках (методах) измерений
Сведения о методике измерений изложены в документе «Методика (методы) измерений
количестваэлектрическойэнергии(мощности)сиспользованиемсистемы
автоматизированной информационно – измерительной коммерческого учета электрической
энергии (мощности) АИИС КУЭ филиала ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-1.
АИИСГК15.01.00 МИ.
Лист № 21
Всего листов 21
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности)
АИИС КУЭ филиала ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-1
1. ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
2. ГОСТ 8.596-2002. Государственная система обеспечения единства измерений.
Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
3. ГОСТ34.601-90.Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Стадии создания.
Изготовитель
ООО «ТатАИСЭнерго», г. Казань
ИНН 1655152750
Юридический адрес: 420021, г. Казань, ул. М.Салимжанова, 1
Почтовый адрес: 420021, г. Казань, ул. М.Салимжанова, 1
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации,
метрологии и испытаний в Республике Татарстан» (ФБУ «ЦСМ Татарстан»)
Юридический адрес: 420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, 24
Тел./факс: (843) 291-08-33
Аттестат аккредитации ФБУ «ЦСМ Татарстан» по проведению испытаний средств измерений в
целях утверждения типа № RA.RU.310659 от 13.05.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _________________ 2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
