Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Татэнергосбыт" седьмая очередь Нет данных, ГРСИ 63245-16
Номер госреестра:
63245-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Татэнергосбыт" седьмая очередь
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ЭнергоСервисСпец", г.Казань
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 09
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 61536
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 14
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт»
седьмая очередь
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» седьмая 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).
Лист № 2
Всего листов 14
АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» включает в себя следующие уровни.
Первый уровень включает в себя измерительно-информационные комплексы (ИИК) и
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 С1» (Госреестр №15236-03) и «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 состав ИВК входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении)
«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;
Лист № 3
Всего листов 14
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
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».
Лист № 4
Всего листов 14
Всеосновныетехническиекомпоненты,используемыеАИИСКУЭОАО
«Татэнергосбыт», 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
-
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 14
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 14
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 минус 40 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
220; 110; 35
2; 1,2; 1; 0,6; 0,3; 0,15
100
1; 5
13
30
±5
Номинальное вторичное напряжение, В
Номинальный вторичный ток, А
Количество точек учета (ИИК) шт.
Интервал задания границ тарифных зон, минут
Пределы допускаемой абсолютной погрешности хода
часов, не более, секунд в сутки
Средний срок службы системы, лет
15
Лист № 7
Всего листов 14
Таблица 12
№ Наименование
п/п объекта и ИИК
12
Состав измерительного каналаМетрологические
Вид характеристики ИК
измеря-основнаяПогрешность
ТТТНСчетчикУСПДемой погреш- в рабочих
энергииность, %условиях, %
34567 8 9
ОАО «Татэнергосбыт» - ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Урала (по сетям Оренбургской области)
1
ПС Бугульма-500
Михайловская
КТ 0,5
ТФНД-220 -1;
(500/220/110/35/10)
Коэфф. тр. 1200/1
ВЛ 220 кВ Бугульма-
Госре
ес
тр № 3694-
73
НКФ-220-58; КТ
0,5 Коэфф. тр.
220000/100,
№Гос. р. 14626-06
СЭТ -4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-08
СИКОН С70
Госреестр №
28822-05
активная
±0,8±1,9
реактивная±0,9±2,9
2
НКФ-220-58; КТ
0,5 Коэфф. тр.
220000/100,
№Гос. р. 14626-06
СЭТ -4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-12
СИКОН С70
Госреестр №
28822-05
активная
±0,8±1,9
реактивная
±0,9±2,9
3
ПС Бугульма-500
Северная
КТ 0,5
СЭТ -4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-08
СИКОН С70
Госреестр №
28822-05
активная
±0,8±1,9
реактивная
±0,9±2,9
4
ПС Бугульма-500
КТ 0,5
Госреестр № 3694-
ПС Бугульма-500ТФНД-220 -1;
(500/220/110/35/10) Коэфф. тр. 1200/1
ВЛ 220 кВ Бугульма- КТ 0,5
Михайловская Госреестр № 3694-
(резерв) 73
ТФНД-220 -1;
(500/220/110/35/10)
Коэфф. тр. 600/1
ВЛ 220 кВ Бугульма-
Госре
ес
тр № 3694-
73
ТФНД-220 -1;
(500/220/110/35/10)
Коэфф. тр. 600/1
ВЛ 220 кВ Бугульма-
Северная (резерв)
73
НКФ-220-58; КТ
0,5 Коэфф. тр.
220000/100,
№Гос. р. 14626-
06
НКФ-220-58; КТ
0,5 Коэфф. тр.
220000/100,
№Гос. р. 14626-
06
СЭТ -4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-12
СИКОН С70
Госреестр №
28822-05
активная
±0,8±1,9
реактивная
±0,9±2,9
ПС Бугульма-500
5(500/220/110/35/10)
ОВ-220 кВ
ТФНД-220 -1;
Коэфф. тр. 2000/1
КТ 0,5
Госреестр №
3694-73
НКФ-220-58; КТ
0,5 Коэфф. тр.
220000/100,
№Гос. р. 14626-
06
СЭТ -4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-08
СИКОН С70
Госреестр №
28822-05
активная
±0,8±1,9
реактивная
±0,9±2,9
Лист № 8
Всего листов 14
Продолжение таблицы 12
123456789
ПС Бугульма-500
6 (500/220/110/35/10)
ОВ-220 кВ (резерв)
ТФНД-220 -1;
Коэфф. тр. 2000/1
КТ 0,5
Госреестр №
3694-73
НКФ-220-58; КТ
0,5 Коэфф. тр.
220000/100,
№Гос. р. 14626-
06
СЭТ -4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-12
СИКОН С70
Госреестр №
28822-05
активная
±0,8±1,9
реактивная
±0,9±2,9
ОАО «Татэнергосбыт» - ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Урала (по сетям Кировской области)
ПС Кутлу-Букаш
220 (220/110/35/6)
7ВЛ 220 кВ Кутлу-
Букаш-Вятские
Поляны
ТОГФ-220
КТ 0,2S
Ктт=1000/5
Госреестр №
46527-11
ЗНГ-УЭТМ
КТ 0,2 Ктт=
220000/100
Госреестр №
53343-13
СЭТ -4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-12
СИКОН С70
Госреестр №
28822-05
активная
±0,7±1,8
реактивная
±0,8±3,9
ОАО «Татэнергосбыт» - ОАО «Ульяновскэнерго»
8
ПС Раково ВЛ-110
кВ Раково-Ишеевка
ТФЗМ-110Б
КТ 0,5 Ктт=300/5
Госреестр №
24811-03
НКФ-110- 83У1
КТ 0,5 Ктт=
110000/100
Госреестр №
1188-84
СЭТ -4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-12
СИКОН С70
Госреестр №
28822-05
активная
±0,8±1,9
реактивная
±0,9±2,9
9
ПС Раково ВЛ-110
кВ Раково-Ишеевка
(резерв)
ТФЗМ-110Б
КТ 0,5 Ктт=300/5
Госреестр №
24811-03
НКФ-110- 83У1
КТ 0,5 Ктт=
110000/100
Госреестр №
1188-84
СЭТ -4ТМ.02.2
КТ 0,5/1,0
Госреестр №
20175-01
СИКОН С70
Госреестр №
28822-05
активная
±1,0±2,1
реактивная
±1,3±3,9
10
ПС Болгары ВЛ-110
кВ Болгары-Кр.Река
с заходом на ПС
Матвеевка и
отпайкой на ПС
Жедяевка
TG
КТ 0,2S Ктт=300/5
Госреестр №
30489-09
ЗНГ
КТ 0,2 Ктт=
110000/100
Госреестр №
41794-09
СЭТ -4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-12
СИКОН С70
Госреестр №
28822-05
активная
±0,8±1,9
реактивная
±0,9±2,9
Лист № 9
Всего листов 14
Продолжение таблицы 12
1
3
4
5
6
789
11
2
ПС Болгары ВЛ-110
кВ Болгары-Кр.Река
с заходом на ПС
Матвеевка и
отпайкой на ПС
Жедяевка (резерв)
TG
КТ 0,2S Ктт=300/5
Госреестр №
30489-09
ЗНГ
КТ 0,2 Ктт=
110000/100
Госреестр №
41794-09
СЭТ -4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-12
СИКОН С70
Госреестр №
28822-05
активная
±0,8±1,9
реактивная
±0,9±2,9
12
ПС Иске-Рязап ВЛ-
35 кВ Иске-Рязап -
Тиинск с заходом
на ПС Хмелевка
ТФЗМ-35А-У1
КТ 0,5 Ктт=150/5
Госреестр №
26417-06
ЗНОМ-35-65У1
КТ 0,5 Ктт=
35000/100
Госреестр №
912-70
СЭТ -4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-12
СИКОН С1
Госреестр №
15236-03
активная
±0,8±1,9
реактивная
±0,9±2,9
13
ПС Иске-Рязап ВЛ-
35 кВ Иске-Рязап -
Тиинск с заходом
на ПС Хмелевка
(резерв)
ТФЗМ-35А-У1
КТ 0,5 Ктт=150/5
Госреестр №
26417-06
ЗНОМ-35-65У1
КТ 0,5 Ктт=
35000/100
Госреестр №
912-70
СЭТ -4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-12
СИКОН С1
Госреестр
№
15236-03
активная
±0,8±1,9
реактивная
±0,9±2,9
Лист № 10
Всего листов 14
1
2
Информация об измеренных величинах по данным ИИК
поступает в виде макетов в формате XML (80020) из системы
автоматизированнойинформационно-измерительнойдля
коммерческого учета электроэнергии "ПС 500 кВ. Удмуртская"
регистрационный № 46469-10.
ОАО «Татэнергосбыт» - ФСК ЕЭС МЭС Урала (по сетям Кировской области)
3
4
ПС В.Поляны-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 энергии ПС 220/110/10 кВ
«Вятские Поляны» - АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Вятские
Поляны» регистрационный №42028-09.
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, со-
ответствующие 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 Р 52323-2005 в режиме измерения активной
электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
Таблица 13
Данные, поступающие с автоматизированных информационно-измерительных систем учета
смежных участников ОРЭМ
№Наименование точкиНаименование системы, номер Госреестра
пп. измерений
123
ОАО «Татэнергосбыт» - ФСК ЕЭС МЭС Урала
ПС Удмуртская-500
ВЛ-500 кВ Удмуртская –
Кармановская ГРЭС
ПС Удмуртская-500
ВЛ-500 кВ Удмуртская –
Елабуга
ПС В.Поляны-220
ВЛ-110 кВ В.Поляны-
Каенсар
Лист № 11
Всего листов 14
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» седьмая 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
- 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 -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 ;
·
Резервирование каналов связи: информация о результатах измерений и состоянии
средств измерений может передаваться/приниматься в/от организации-участники
ОРЭМ по коммутируемым каналам связи, GSM и по электронной почте;
Лист № 12
Всего листов 14
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 табл 14.
№
Госреестра
4
Количество
шт.
5
12
3
3
3
3
1
ЗНГ-УЭТМ
3694-73
24811-03
30489-09
26417-06
46527-11
14626-06
53343-13
1
1
1
1
СЭТ-4ТМ.03М
1188-84
41794-09
912-70
36697-08
5
Таблица 14
№НаименованиеТип
п/п
123
1Трансформаторы токаТФНД-220-1
2Трансформаторы токаТФЗМ-110Б
3Трансформаторы токаTG
4Трансформаторы токаТФЗМ-35А-У1
5Трансформаторы токаТОГФ-220
6Трансформаторы напряженияНКФ-220-58
7Трансформаторы напряжения
антирезонансные элегазовые
8Трансформаторы напряженияНКФ-110- 83У1
9Трансформаторы напряжения элегазовыеЗНГ
10 Трансформаторы напряженияЗНОМ-35-65У1
11 Счётчики электрической энергии
многофункциональные
12 Счётчики электрической энергии
многофункциональные
СЭТ-4ТМ.03М
36697-12
7
СЭТ-4ТМ.02
20175-01
1
СИКОН С1
СИКОН С70
УСВ-2
ИКМ «Пирамида»
"Пирамида 2000"
13 Счетчики активной и реактивной энергии
переменного тока статические
многофункциональные
14 Контроллеры сетевые индустриальные
15 Контроллеры сетевые индустриальные
16 Устройства синхронизации времени
17 Комплексы информационно-вычислительные
18 Программное обеспечение
19 Методика поверки ТЭС 055.215.00.07.00 МП
20 Формуляр
21 Руководство по эксплуатации
15236-03 1
28822-05 4
41681-09 1
45270-10 1
1
1
1
1
Лист № 13
Всего листов 14
Поверка
осуществляется по документу ТЭС 055.215.00.07.00 МП «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности)
АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» седьмая очередь. Методика поверки», утвержденному
ФБУ «ЦСМ Татарстан» 29.01.2016 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;
- 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 2004г.
- средства поверки контроллеров УСПД «СИКОН С1» в соответствии с методикой
поверки«Контроллерысетевыеиндустриальные. СИКОН С1. Методика поверки»
ВЛСТ166.00.000 И1, утвержденной в 2003 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»
седьмая очередь». ТЭС 055.215.00.07.00 МИ.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности)
АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» седьмая очередь
1. ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин.
Общиетехнические условия.
2. ГОСТ 8.596-2002. Государственная система обеспечения единства измерений. Метро-
логическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
3. ГОСТ34.601-90.Информационнаятехнология.Комплесстандартовна
автоматизированные системы. Стадии создания.
Изготовитель
ООО «ЭнергоСервисСпец»
Адрес:420030, РТ, г. Казань, ул. Большая, д. 80
ИНН 1656067995
Лист № 14
Всего листов 14
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.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 26090-03 | Установка измерительная для измерения складочного объема круглых лесоматериалов | ФОТО-СКАН | Институт Биологии КНЦ УрО РАН, г.Сыктывкар | 1 год | Перейти |
| 61631-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром трансгаз Казань" КС "Арская" | Нет данных | ООО "Газпром энерго", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 61182-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Сорочинская" | Нет данных | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 71523-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГП ПЦБК | Нет данных | ООО "Энрима-Системс", г.Пермь | 4 года | Перейти |
| 38201-08 | Система информационно-измерительная стенда №4 МКБ "Горизонт" ФГУП ММПП "Салют" | Нет данных | Филиал МКБ "Горизонт" ФГУП ММПП "Салют", г.Дзержинский | 2 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений