Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ филиала ОАО "Генерирующая компания" Казанская ТЭЦ-1

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

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

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую 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);

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от 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 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 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.

Описание

АИИС КУЭ 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 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.

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.

Все электросчетчики обеспечивают ведение астрономического календаря, 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)

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcClients.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

Другие идентификационные данные (если имеются)

-

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcLeakage.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

Другие идентификационные данные (если имеются)

-

Таблица 3

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcLosses.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac

Другие идентификационные данные (если имеются)

-

Таблица 4

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

Другие идентификационные данные (если имеются)

-

Таблица 5

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ParseBin.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

Другие идентификационные данные (если имеются)

-

Таблица 6

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ParseIEC.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

Другие идентификационные данные (если имеются)

-

Таблица 7

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ParseModbus.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48

Другие идентификационные данные (если имеются)

-

Таблица 8

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ParsePiramida.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

Другие идентификационные данные (если имеются)

-

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

SynchroNSI.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09

Другие идентификационные данные (если имеются)

-

Таблица 10

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Другие идентификационные данные (если имеются)

-

Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО - MD5.

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - высокой (в соответствии с Р 50.2.077-2014).

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, Г ц

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

Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл

0,5

Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения

25-100

Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, %

0,25

Первичные номинальные напряжения, кВ

110; 6;

Первичные номинальные токи, кА

8; 3; 1; 0,8; 0,6; 0,4; 0,3

Номинальное вторичное напряжение, В

100

Номинальный вторичный ток, А

5

Количество точек учета (ИИК) шт.

78

Интервал задания границ тарифных зон, минут

30

Пределы допускаемой абсолютной погрешности хода часов, не более, секунд в сутки

± 5

Средний срок службы системы, лет

15

точки

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид

Метрологические

характеристики

изме

рения

ТТ

ТН

Счетчик

электро

энергии

Основная

погрешность,

%

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

ТШВ-15

ЗНОМ-15

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

1

Г енератор №5

8000/5 КТ 0,5

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТШВ-15

ЗНОМ-15

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

2

Г енератор №6

8000/5 КТ 0,5

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТШВ-15

ЗНОМ-15

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

3

Г енератор №7

8000/5 КТ 0,5

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТШЛ-10

ЗНОЛ-06

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5

активная

±0,8

±1,1

4

ГТУ-2

3000/5

6000/100

КТ 0,5S

КТ 0,5

реактивная

±1,8

±3,6

ТШЛ-10

ЗНОЛ-06

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5

активная

±0,8

±1,1

5

ГТУ-1

3000/5

6000/100

КТ 0,5S

КТ 0,5

реактивная

±1,8

±3,6

ТОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,6

±1,0

6

Яч.2А РП-9

600/5

6000/100

КТ 0,2

КТ 0,5

реактивная

±1,8

±3,6

1

2

3

4

5

6

7

8

ТОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,6

±1,0

7

Яч.2Б РП-9

600/5

6000/100

КТ 0,2

КТ 0,5

реактивная

±1,8

±3,6

ТПОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

8

Яч.5 ТП-397

600/5

6000/100

КТ 0,5

КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

9

Яч.6 Эл. Депо

400/5 КТ 0,5

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТПФ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

10

Яч.10 ПО Свияга

300/5

6000/100

КТ 0,5

КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТПОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-

активная

±1,0

±2,1

11

Яч.15Б ООО Бахетле

400/5

6000/100

4ТМ.03.01

КТ 0,5

КТ 0,5

КТ 0,5S/1,0

реактивная

±2,0

±2,9

ТПОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

12

Яч.16 ПО Радиоприбор

600/5 КТ 0,5

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТПОФ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

13

Яч.19 ОАО Мелита

600/5

6000/100

КТ 0,5

КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

1

2

3

4

5

6

7

8

ТОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,6

±1,0

14

Яч.20А ТП-2462

600/5

6000/100

КТ 0,2

КТ 0,5

реактивная

±1,8

±3,6

ТОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,6

±1,0

15

Яч.20Б КФ ОАО Холод

600/5 КТ 0,2

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±1,8

±3,6

ТОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,6

±1,0

16

Яч.21 А ТП-2464

600/5

6000/100

КТ 0,2

КТ 0,5

реактивная

±1,8

±3,6

ТОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,6

±1,0

17

Яч.21Б ТП-328

600/5

6000/100

КТ 0,2

КТ 0,5

реактивная

±1,8

±3,6

ТОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

18

Яч.22А ТП-2022

600/5

6000/100

КТ 0,5

КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

19

Яч.22Б ТП-267

600/5

6000/100

КТ 0,5

КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

20

Яч.23 ОАО Нэфис Косметикс

ТЛМ-10 600/5 КТ 0,5

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

реактивная

±0,9

±2,4

±1,1

±3,6

1

2

3

4

5

6

7

8

ТПОФ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

21

Яч.24 Казгорэлектротранс

600/5 КТ 0,5

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

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

активная

реактивная

±0,9

±2,4

±1,1

±3,6

ТПОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

23

Яч.25Б Сувар-Казань

800/5 КТ 0,5

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,6

±1,0

24

Яч.26Б ОАО Спартак

1000/5 КТ 0,2S

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±1,3

±3,1

ТОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,6

±1,0

25

Яч.27А РТП-128

1000/5

6000/100

КТ 0,2S

КТ 0,5

реактивная

±1,3

±3,1

ТОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,6

±1,0

26

Яч.28А РТП-70

600/5

6000/100

КТ 0,2

КТ 0,5

реактивная

±1,8

±3,6

ТОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,6

±1,0

27

Яч.28Б ТП-4816

600/5

6000/100

Кл.т. 0,2

КТ 0,5

реактивная

±1,8

±3,6

1

2

3

4

5

6

7

8

ТОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,6

±1,0

28

Яч.29А ТП-383

600/5

6000/100

КТ 0,2

КТ 0,5

реактивная

±1,8

±3,6

ТПОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-

активная

±1,0

±2,1

29

Яч.30А ООО Мегаполис

300/5

6000/100

4ТМ.03.01

КТ 0,5

КТ 0,5

КТ 0,5S/1,0

реактивная

±2,0

±2,9

ТПОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

30

Яч.31 З-д Точмаш

600/5

6000/100

КТ 0,5

КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТПОФ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

31

Яч.33 ОАО Карамай

600/5 КТ 0,5

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТПОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,6

±1,0

32

Яч.39 З-д Точмаш

600/5

6000/100

КТ 0,2

КТ 0,5

реактивная

±1,8

±3,6

ТПОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

33

Яч.40А ООО Мегаполис

300/5

6000/100

КТ 0,5

КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТПОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,6

±1,0

34

Яч.41 А ЗАО АРГО

300/5

6000/100

КТ 0,2

КТ 0,5

реактивная

±1,8

±3,6

1

2

3

4

5

6

7

8

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

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,0

±3,1

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

активная

реактивная

±0,9

±2,4

±1,1

±3,6

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

активная

реактивная

±0,9

±2,4

±1,1

±3,6

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

активная

реактивная

±0,6

±1,8

±1,0

±3,6

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

активная

реактивная

±0,6

±1,8

±1,0

±3,6

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

активная

реактивная

±0,8

±2,0

±2,0

±2,9

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

активная

реактивная

±0,6

±1,8

±1,0

±3,6

1

2

3

4

5

6

7

8

ТПОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,6

±1,0

42

Яч.54Б ЗАО ПКФ Тройка

600/5 Кл.т. 0,2

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±1,8

±3,6

ТПОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,6

±1,0

43

Яч.56А ТП-2462

600/5

6000/100

КТ 0,2

КТ 0,5

реактивная

±1,8

±3,6

ТПОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,6

±1,0

44

Яч.56Б ТП-353

600/5

6000/100

КТ 0,2

КТ 0,5

реактивная

±1,8

±3,6

ТПОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,6

±1,0

45

Яч.57 Метро

600/5 КТ 0,2

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±1,8

±3,6

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

активная

реактивная

±0,6

±1,8

±1,0

±3,6

ТОЛ-10

НТМИ-6

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,6

±1,0

47

Яч.59 ОАО Спартак

1000/5 КТ 0,2S

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±1,3

±3,1

ТВЛМ-10

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

48

Яч.64А СК Кирова

1000/5 КТ 0,5

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

1

2

3

4

5

6

7

8

ТВЛМ-10

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

49

Яч.64Б СК Кирова

1000/5 КТ 0,5

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТВЛМ-10

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

50

Яч.70Б ЗАО Кварт

600/5 КТ 0,5

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТВЛМ-10

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

51

Яч.70В З-д Точмаш

600/5

6000/100

КТ 0,5

КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

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

активная

реактивная

±0,9

±2,4

±1,1

±3,6

ТЛМ-10

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

53

Яч.71В ЗАО Кварт

600/5 КТ 0,5

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТЛМ-10

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

54

Яч.74А Метро

600/5 КТ 0,5

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТВЛМ-10

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

55

Яч.74Б СК Кирова

1000/5 КТ 0,5

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

1

2

3

4

5

6

7

8

ТВЛМ-10

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

56

Яч.76А Метро

1000/5 КТ 0,5

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

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

активная

реактивная

±0,9

±2,4

±1,1

±3,6

ТВЛМ-10

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

58

Яч.80Б Метро

600/5 КТ 0,5

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТВЛМ-10

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

59

Яч.80В З-д Точмаш

600/5

6000/100

КТ 0,5

КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

60

Яч.83А Квартал Б (РП-127)

ТЛК-10

600/5

НТМИ-6-66

6000/100

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

КТ 0,5

КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТВЛМ-10

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

61

Яч.83Б СК Кирова

600/5 КТ 0,5

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТВЛМ-10

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

62

Яч.83В Метро

600/5 КТ 0,5

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

1

2

3

4

5

6

7

8

ТЛМ-10

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

63

Яч.84Б ООО Бахетле

400/5

6000/100

КТ 0,5

КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТВЛМ-10

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

64

Яч.84В ТП-2465

1000/5

6000/100

КТ 0,5

КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

65

Яч.86А КЭС ТП-1824

ТВЛМ-10 1000/5 КТ 0,5

НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

активная

±0,9

±1,1

(БКТП-306)

КТ 0,2S/0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТВЛМ-10

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

66

Яч.86Б ТП-2464

600/5

6000/100

КТ 0,5

КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

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

активная

реактивная

±0,9

±2,4

±1,1

±3,6

ТОЛ-10 УТ2.1

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

68

Яч.90Б ГИБДД (ТП-3841)

400/5 КТ 0,5

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТВЛМ-10

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

69

Яч.91А ЗАО Кварт

600/5 КТ 0,5

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

1

2

3

4

5

6

7

8

ТВЛМ-10

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

70

Яч.91Б ЗАО Кварт

600/5 КТ 0,5

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТВЛМ-10

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

71

Яч.93 А СК Кирова

1000/5 КТ 0,5

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

ТВЛМ-10

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,9

±1,1

72

Яч.93Б СК Кирова

1000/5 КТ 0,5

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±2,4

±3,6

TGM 145

НКФ-110

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,6

±1,0

73

ВЛ-110кВ ТЭЦ1-Западная

1000/5 КТ 0,2

6000/100 КТ 0,5

реактивная

±1,8

±3,6

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

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,0

±3,1

75

ВЛ-110кВ ТЭЦ1-Южная-1

TGM 145 1000/5

НКФ-110

110000/100

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,6

±1,0

КТ 0,2

КТ 0,5

реактивная

±1,8

±3,6

76

ВЛ-110кВ ТЭЦ1-Южная-2

TGM 145 1000/5

НКФ-110

110000/100

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

±0,6

±1,0

КТ 0,2S

КТ 0,5

реактивная

±1,3

±3,1

Продолжение таблицы 12

1

2

3

4

5

6

7

8

77

Т-1(110кВ)

ТФНД-110

600/5 КТ 0,5

НКФ-110 110000/100 КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5

активная

реактивная

±0,0

±0,0

±0,0

±0,0

78

ОВ-110 кВ

ТРГ-110 II 1000/5 КТ 0,2S

НКФ-110-57У1 110000/100 КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5S/1,0

активная

реактивная

±1,0

±2,0

±2,0

±2,3

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 0,98ином до 1,02ином;

•    сила тока от 1ном до 1,2 1ном, cos<p=0,9 инд;

•    температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

5.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

•    напряжение питающей сети от 0,9ином до 1,1 ином;

•    сила тока от 0,051ном до 1,21ном ;

•    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 19832001, 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 АИИСГК 15.01.00 МП.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (ёр), 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:

Sp - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;

ёэ - 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:

At

= - ■ Ю!::

=::о:г...    ,

где:

At - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах); Тср - 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 1в=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

Комплект поставки приведен в таблице 13.

Таблица 13

-и -

№п

Наименование

Тип

Госреестра

Колич

ество,

шт.

1

2

3

4

5

1

Трансформаторы тока

ТШВ-15

1836-63

9

2

Трансформаторы тока

ТШЛ-10УЗ

3972-73

6

3

Трансформаторы тока

ТОЛ-СВЭЛ

42663-09

33

4

Трансформаторы тока

ТПОЛ 10

1261-02

51

5

Трансформаторы тока

ТОЛ-10 УТ2

6009-77

4

6

Трансформаторы тока

ТПФМ-10

814-53

2

7

Трансформаторы тока

ТПОФ

518-50

6

8

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

2473-00

10

9

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-I

15128-07

12

10

Трансформаторы тока

ТПОЛ-СВЭЛ

45425-10

3

11

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

1856-63

38

12

Трансформаторы тока

ТЛК-10

9143-06

2

1

2

3

4

5

13

Трансформаторы тока

TG 145-420

15651-96

12

14

Трансформаторы тока измерительные

ТФНД-110М

2793-71

3

15

Трансформаторы тока элегазовые

ТРГ-110-II*

26813-06

3

16

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-15-63

1593-70

9

17

Трансформаторы напряжения измерительные

ЗНОЛ.06

3344-04

6

18

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

380-49

126

19

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

75

20

Трансформаторы напряжения

НКФ-110

26452-04

15

21

Трансформаторы напряжения

НКФ-110-57 У1

14205-94

3

17

Счётчики электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

10

18

Счётчики электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

68

20

У стройства синхронизации времени

УСВ-2

41681-10

1

21

Комплексы информационно-вычислительные

ИКМ - Пирамида

45270-10

1

22

Программное обеспечение

«Пирамида 2000»

-

1

23

Методика поверки

АИИСГК15.01.00 МП

-

1

24

Формуляр

АИИСГК15.01.00 ФО

-

1

25

Руководство по эксплуатации

АИИСГК15.01.00 РЭ

-

1

Поверка

осуществляется по документу АИИСГК15.01.00 МП «Система автоматизированная 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 методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный 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 2004г.

-    радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы «Глонасс», Global Positioning System (GPS).

Сведения о методах измерений

Сведения о методике измерений изложены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ филиала ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-1. АИИСГК15.01.00 МИ.

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.    ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Стадии создания.

Развернуть полное описание