Приложение к свидетельству № 61266
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 13
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт»
шестая очередь
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» шестая очередь
(далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для
осуществленияавтоматизированногокоммерческогоучетаиконтроляпотребления
электроэнергии и мощности по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров
электропотребления, формирования отчетных документов, передачи информации в центр сбора
и обработки информации ОАО «Татэнергосбыт» и другим заинтересованным организациям в
согласованных форматах.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-ти минутных приращений активной и реактивной
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);
-предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии
средств измерений со стороны сервера ОАО «Сетевая компания»;
-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), а так же
приемки по электронной почте аналогичных макетов от АИИС КУЭ смежных участников
ОРЭМ с последующей загрузкой полученных данных в специализированную базу данных
АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт». 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 ОАО «Татэнергосбыт» включает в себя следующие уровни:
Первый уровень включает в себя измерительно-информационные комплексы (ИИК) и
Лист № 2
Всего листов 13
выполняет функцию автоматического проведения измерений в точках 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.
Второйуровеньвключаетвсебяинформационно-вычислительныйкомплекс
электроустановки (ИВКЭ) и выполняет функцию консолидации информации по данной
электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входят устройство сбора и
передачи данных (УСПД) на базе «Сикон С70» (Госреестр №28822-05), обеспечивающий
интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая
аппаратура, модемы), УСПД предназначены для сбора, накопления, обработки, хранения и
отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со счетчиков, а также для
передачи накопленных данных по каналам связи на уровень ИВК (АРМ).
Третий уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В
составИВКвходят:промконтроллер(компьютервпромышленномисполнении)
«ИКМ-Пирамида» (Госреестр №45270-10); технические средства приёма-передачи данных
(каналообразующая аппаратура); устройство синхронизации системного времени типа УСВ-2
(Госреестр№41681-10); технические средства для организации функционирования локальной
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 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 ОАО «Татэнергосбыт» охватывает уровень счетчиков электрической
энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Ведение системы единого времени
(измерениевремени,синхронизациявремени,коррекциявремени),возможность
автоматической синхронизации по сигналам проверки времени обеспечена подключением к
ИВК устройства синхронизации времени УСВ-2. Сличение времени ИВК, УСПД и счетчиков
осуществляется один раз в сутки. Коррекция системного времени производится не реже одного
раза в сутки, при достижении расхождения времени ИВК, УСПД и счетчиков ± 2 с.
Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.
ОписаниеметрологическихитехническиххарактеристикИИК,покоторым
производятся коммерческие расчеты на ОРЭМ, и которые включены в АИИС КУЭ смежных
субъектов ОРЭМ по отношению к ОАО «Татэнергосбыт», приведены в приложениях (описании
типов средств измерений) свидетельств об утверждении типов средств измерений данных
АИИС КУЭ. Номера Госреестра по каждой АИИС КУЭ смежных субъектов ОРЭМ приведены
в таблице 13.
АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» обеспечивает измерение следующих основных
параметров 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
времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
3) календарного времени и интервалов времени.
Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме
Лист № 3
Всего листов 13
фиксируется в энергонезависимой базе данных электросчетчиков, УСПД и ИВК.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках, УСПД
и ИВК хранится служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета,
регистрацияразличныхсобытий,данныеокорректировкахпараметров,данныео
работоспособности устройств, перерывы электропитания и другая информация. Эта
информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ и другим участникам
ОРЭМ.
В АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» 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.
Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов 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 поступаетпо запросу
или в автоматическом режиме на входы УСПД где осуществляется хранение измерительной
информации, ее дальнейшая обработка, в частности вычисление электроэнергии и мощности с
учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача накопленных данных по
различным каналам связи (выделенным, GSM, КСПД и др.) на верхний уровень системы
(ИВК). УСПД обеспечивают ведение астрономического календаря, с возможностью коррекции
текущего времени с верхнего уровня. Точность хода часов ± 2 с.
Наверхнем-третьемуровнесистемывыполняетсядальнейшаяобработка
измерительнойинформации,формированиеи хранениепоступающейинформации,
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, УСПД, 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 200» 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 ОАО «Татэнергосбыт».
Всеосновныетехническиекомпоненты,используемыеАИИСКУЭОАО
«Татэнергосбыт», являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном
реестре. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные
Лист № 4
Всего листов 13
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
-
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
-
Лист № 5
Всего листов 13
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
-
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 – высокий в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 6
Всего листов 13
Метрологические и технические характеристики
Состав ИИК и метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 11, 12.
Значение
Таблица 11
Параметр
Пределы допускаемых значений относительной
погрешности измерения электрической энергии
Параметры питающей сети
переменного тока: Напряжение, В
частота, Гц
Значения пределов допускаемых
погрешностей приведены в таблице
12
220± 22; 50 ± 1
Температурный диапазон окружающей среды для: -
счетчиков электрической энергии, °С
трансформаторов тока и напряжения, °С
от минус 40 до 60;
от мину40 до 50
0,5
25-100
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
0,25
500; 220
2; 1,2
100
1;5
5
30
±5
Номинальное вторичное напряжение, В
Номинальный вторичный ток, А
Количество точек учета (ИИК) шт.
Интервал задания границ тарифных зон, минут
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода
часов, не более, секунд в сутки
Средний срок службы системы, лет
15
Лист № 7
Всего листов 13
Таблица 12
Состав измерительного канала
№ Наименование
п/п объекта и ИИК
ТТТНСчетчикУСПД
12
Вид
измеря-
емой
энергии
7
Метрологические
характеристики ИК
основнаяПогрешность
погрешность, в рабочих
%условиях, %
8 9
3456
ОАО «Татэнергосбыт» - ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Волги
ПС Бугульма-500
ВЛ 500 кВ
КТ 0 5
ТФЗМ-500;
1
(500/220/110/35/10)
Коэфф. тр.
,
2000/1
Бугульма-Азот
Госреестр № 6541-
78
НКФ-500; КТ 1,0
Коэфф. тр.
500000/100,
№Гос. р. 3159-72
СЭТ -4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-08
СИКОН С70
Госреестр №
28822-05
активная
±1,3±1,9
реактивная
±1,5±2,9
2
ПС Киндери-500
(500/220/110/35/10)
ВЛ 500 кВ
Киндери-Помары
TG-550;
КТ 0,2S
Ктт=2000/1
Госреестр №
26735-08
CPB-550;
КТ 0,2
Ктт 500000/100,
Госреестр №47844-
11
CPB-550;
КТ 0,2
Ктт 500000/100,
Госреестр
№47844-11
СЭТ -4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-08
СИКОН С70
Госреестр №
28822-05
±0,5±1,0
активная
реактивная
±0,7±2,5
Лист № 8
Всего листов 13
Продолжение таблицы 12
12
3
5
6
789
3
ПС
Зеленодольская-
220 (220/110/35/6)
ВЛ 220 кВ
Зеленодольская-
Помары
ТГФ-220 -II
КТ 0,2
Ктт=1200/5
Госреестр №
20645-00
4
НАМИ-220 УХЛ1
КТ 0,2 Ктт=
220000/100
Госреестр №
23044-05
НАМИ-220 УХЛ1
КТ 0,2 Ктт=
220000/100
Госреестр №
23044-05
СЭТ -4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-08
СИКОН С70
Госреестр №
28822-05
±0,5±1,0
активная
реактивная
±0,7±2,5
4
ПС
Зеленодольская-
220 (220/110/35/6)
ВЛ 220 кВ
Зеленодольская-
Волжская
ТГФ-220 -II
КТ 0,2
Ктт=1200/5
Госреестр №
20645-07
НАМИ-220 УХЛ1
КТ 0,2 Ктт=
220000/100
Госреестр №
23044-05
СЭТ -4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
20175-01
СИКОН С70
Госреестр №
28822-05
активная±0,5±1,0
реактивная±0,7±2,5
5
ПС
Зеленодольская-
220 (220/110/35/6)
ОМВ-220 кВ.
ТФЗМ-220
КТ 0,5
Ктт=1200/5
Госреестр №
26006-03
НАМИ-220 УХЛ1
КТ 0,2 Ктт=
220000/100
Госреестр №
23044-05
СЭТ -4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-08
СИКОН С70
Госреестр №
28822-05
активная
±0,7±1,6
реактивная
±0,8±3,9
Лист № 9
Всего листов 13
Таблица 13
Данные поступающие с автоматизированных информационных измерительнных систем учета
смежных участников ОРЭМ
№Наименование точкиНаименование системы, номер Госреестра
пп. измерений
123
1
2
3
ПС Азот-500
ВЛ-500 кВ Азот – Бугульма
4
ПС Помары-500
ВЛ-500 кВ Помары –
Киндери
ОАО «Татэнергосбыт» - ФСК ЕЭС МЭС Волги
Информация об измеренных величинах по данным ИИК
ПС Куйбышевская-500поступает в виде макетов в формате XML (80020) из системы
ВЛ-500 кВ Куйбышевская-автоматизированнойинформационно–измерительной
ЗайГРЭСкоммерческогоучета электроэнергии «ПС500кВ
Куйбышевская» регистрационный № 45877-10.
Информация об измеренных величинах по данным ИИК
поступает в виде макетов в формате XML (80020) из системы
Заинская ГРЭСавтоматизированнойинформационно–измерительной
ВЛ 500 ЗайГРЭС-коммерческого учета электрической энергии (мощности) ОАО
Куйбышевская«Генерирущая компания» Заинская ГРЭС
регистрационный №54754-13.
Информация об измеренных величинах по данным ИИК
поступает в виде макетов в формате XML (80020) из системы
автоматизированнойинформационно–измерительной
коммерческого учета электроэнергии ПС 500 кВ «Азот»
регистрационный № 51420-12.
Информация об измеренных величинах по данным ИИК
поступает в виде макетов в формате XML (80020) из системы
автоматизированнойинформационно–измерительной
коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС
500 кВ «Помары»
регистрационный № 59476-14.
ОАО «Татэнергосбыт» - ФСК ЕЭС МЭС Волги (по сетям Республики Чувашия)
5
6
ПС Канаш-220
ВЛ-220 кВ Канаш-
Студенец-1
ПС Канаш-220
ВЛ-220 кВ Канаш-
Студенец-2
7
ПС Канаш-220
ШОВ-220кВ
Информация об измеренных величинах по данным ИИК
поступает в виде макетов в формате XML (80020) из системы
автоматизированной информационно- измерительной
коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/10/6
кВ «Канаш» - АИИС КУЭ ПС 220/110/10/6 кВ «Канаш»
регистрационный №42154-09.
8
9
ПС Тюрлема-220
ВЛ 110 кВ Тюрлема-
Федоровская (Нурлаты)
ПС Тюрлема-220
ВЛ 110 кВ Тюрлема-
Бишбатман
10
ПС Тюрлема-220
ОВ-110 кВ
Информация об измеренных величинах по данным ИИК
поступает в виде макетов в формате XML (80020) из системы
автоматизированнойинформационно–измерительной
коммерческого учета электрической энергииПС 220/110/10
кВ. «Тюрлема» - АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Тюрлема»
регистрационный №42155-09.
Лист № 10
Всего листов 13
Продолжение таблицы 13
12
3
ОАО «Татэнергосбыт» - ОАО «КИП – Мастер»
11
«КИП Мастер»ТП-1028
(Т-1), ТП-1027 (Т-1)
ГПП 23 яч 20
12
«КИП Мастер»ТП 1026
(Т-1) ГПП 23 яч 22
13
«КИП Мастер»ТП 1005
(Т1) ГПП 23 яч 34
14
«КИП Мастер»ТП
1001,1016 (Т1) ГПП 23
яч 31
15
«КИП Мастер»ТП 1003
(Т1) ГПП 23 яч 29
16
«КИП Мастер»ТТП 1005
(Т2) ГПП 23 яч 46
17
«КИП Мастер»ТП 1003
(Т2) ГПП 23 яч 59
18
«КИП Мастер»
ТП-1028(Т2) ГПП 23 яч 62
«КИП Мастер»ТП-1027
19(Т-2),1026(Т2) ГПП 23
яч 66
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 60 °С;
-
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
-
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
-
для сервера от 10 до 40 °С
-
для УСПД от минус 10 °С до 40 °С.
6. ТрансформаторытокапоГОСТ7746-2001,трансформаторынапряженияпо
ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ 31819,21-2012, ГОСТ 31819.22-2012 в режиме
измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения
реактивной электроэнергии.
Информация об измеренных величинах по данным ИИК
поступает в виде макетов в формате XML (80020) из
системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электрической энергии ОАО "КАМАЗ"
регистрационный №48265-11.
Лист № 11
Всего листов 13
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, согласно МИ 2999-2011. 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 энер-
гии и мощности в рабочих условиях эксплуатации рассчитываются согласно алгоритмам, при-
веденным в «Методике поверки» АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» шестая очередь».
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
-пределыдопускаемойотносительной
погрешности измерения средней получасовой мощности и
энергии, в %;
δ
э
-пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3 измерения
электроэнергии, в %;
К -масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации
трансформаторов тока и напряжения;
Ке -внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу,
выраженному в Вт*ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале
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;
·
УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т= 75000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв=1 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,
УСПД и ИВК с помощью источника бесперебойного питания и устройств АВР ;
Лист № 12
Всего листов 13
·
Резервирование каналов связи: информация о результатах измерений и
состояниисредствизмеренийможетпередаваться/приниматьсяв/от
организации-участники ОРЭМ по коммутируемым каналам связи, GSM и по
электронной почте;
Регистрация событий:
·
В журнале событий счетчика;
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
·
Журнал УСПД:
- параметрирования;
- коррекция времени в счетчике и УСПД;
- пропадания напряжения.
Знак утверждения типа
наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским
способом.
Комплектность средства измерений
Комплект поставки приведен в таблице 14.
Таблица 14
Тип
№Наименование
п/п
12
1 Трансформаторы тока
2 Трансформаторы тока
3 Трансформаторы тока
4Трансформаторы напряжения
5Трансформаторы напряжения
6Трансформаторы напряжения
7Счётчики электрической энергии
8Контроллеры сетевые индустриальные
9Устройства синхронизации времени
10 Комплексы информационно-вычислительные
11 Программное обеспечение
12 Методика поверки
13 Формуляр
14 Руководство по эксплуатации
3
ТФЗМ 500
TG-500
ТГФ-220
СРВ-550
НКФ-500
НАМИ 220
СЭТ-4ТМ.03М
СИКОН С70
УСВ-2
ИКМ «Пирамида»
"Пирамида 2000"
ТЭС 055.215.00.06.00МП
ТЭС 055.215.00.06.00 ФО
ТЭС 055.215.00.06.00 РЭ
Количество
шт.
5
3
3
9
6
3
6
5
3
1
1
1
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу ТЭС 055.215.00.06.00 МП «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности)
АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» шестая очередь. Методика поверки», утвержденному
ФБУ «ЦСМ Татарстан» 17 ноября 2015 г.
Лист № 13
Всего листов 13
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;
- средстваповеркисчетчиковэлектрическойэнергиимногофункциональных
СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии
многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М,СЭТ-4ТМ.02М. Методикаповерки»
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 2004 г.
- средства поверки контроллеров УСПД «СИКОН С70» в соответствии с методикой
поверки «ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденной в 2005 г.
- радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
«Глонас»,GlobalPositioningSystem (GPS). (Госреестр № 27008-04).
Сведения о методиках (методах) измерений
изложены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии
(мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт»
шестая очередь». ТЭС 055.215.00.06.00 МИ.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности)
АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» шестая очередь
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 «ЭнергоСервисСпец»
ИНН 1656067995
Адрес:420030, РТ, г. Казань, ул. Большая, д. 80
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.« ___ » _______________ 2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
