Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОРЭ ООО "Энергетическая сбытовая компания Башкортостана"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1325 п. 05ёМП 58406-14 от 09.09.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОРЭ ООО «Энергетическая сбытовая компания Башкортостана» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, ИВК «ИКМ-Пирамида», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-2, технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

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

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

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы контроллера SDM-TC65, откуда по каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS/CSD в ИВК «ИКМ-Пирамида», расположенный в центре сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) ООО «Энергетическая сбытовая компания Башкортостана», где выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отобра-

жение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка.

Дополнительно на верхний уровень АИИС КУЭ поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ ООО «Башкирские распределительные электрические сети» (Госре-естр № 41171-09), АИИС КУЭ ООО «Башкирская сетевая компания» (Госреестр № 41792-09), АИИС КУЭ ОАО «Челябэнерго» (Госреестр № 36349-07), АИИС КУЭ ООО «БГК» (Госреестр № 52559-13). Перечень точек измерений АИИС КУЭ со стороны смежного субъекта ОРЭ, сбор данных с которых производится в рамках соглашений об информационном обмене, указан в таблице 5. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в ИВК ОАО «Челябэнергосбыт» (Госреестре № 54203-13).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчики и ИВК). Устройство синхронизации времени УСВ-2, входящее в состав ИВК, обеспечивает автоматическую коррекцию часов ИВК «ИКМ-Пирамида». УСВ-2 синхронизирует собственное системное время к единому координированному времени по сигналам синхронизации времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника. Предел допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более ±10 мкс. ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически (1 раз в час) сравнивает свое системное время с часами УСВ-2. Независимо от наличия расхождения, ИВК «ИКМ-Пирамида» производит синхронизацию собственного системного времени с часами УСВ-2.

Синхронизация часов счетчика производится от устройства синхронизации системного времени (УССВ), входящего в состав ИВКЭ АИИС КУЭ ОАО «Учалинский ГОК». УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД RTU-325L и счетчика. УССВ синхронизирует собственное системное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Коррекция часов УСПД проводится при обнаружении расхождения больше ±2 с внутреннего времени в УСПД от времени в УССВ. Сличение часов счетчика с часами УСПД осуществляется с периодичностью 1 раз в 3 минуты, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с, но не чаще одного раза в сутки.

Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и ИВК «ИКМ-Пирамида» отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

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

Таблица 1 — Идентификационные данные

ПО

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b219065 d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c8 3f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156a 0fdc27e1ca480ac

MD5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb

3ccea41b548d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b737261

328cd77805bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e664

94521f63d00b0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf405

5bb2a4d3fe1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f

MD5

Окончание таблицы 1

1

2

3

4

5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc2

3 ecd814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e2

884f5b356a1d1e75

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК

Номер точки измерений в методике измерений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счётчик

Сервер

1

18

ПС «Узельга» 110/6 кВ, ОРУ-110 кВ, СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Межозерная-Узельга

ТФЗМ 110Б-1 200/5

Кл.т. 0,5 А: Зав. № 61694 В: Зав. № 61492 С: Зав. № 61483

НКФ-110-57 110000:^3/100:^3

Кл.т. 0,5

А: Зав. № 11543; 12234

В: Зав. № 12324; 11603 С: Зав. № 12298; 12301

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0806102510

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 490

активная

реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность, (+ 3), %

Погрешность в рабочих условиях, ( + 3 ), %

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

Сч 0,5 S)

Ih1<I1<1,2Ih1

1,3

1,4

2,3

1,9

2,3

2,9

0,2Ih1<I1<Ih1

1,5

1,7

3,0

2,1

2,5

3,5

0,05Ih1<I1<0,2Ih1

2,4

3,0

5,5

3,0

3,4

5,8

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность, (+ 3), %

Погрешность в рабочих условиях, ( + 3 ), %

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

Сч 1,0)

Ih1<I1<1,2Ih1

2,8

2,1

1,6

4,5

4,1

3,8

0,2Ih1<I1<Ih1

3,6

2,6

1,8

5,0

4,4

3,9

0,05Ih1<I1<0,2Ih1

6,7

4,6

2,8

7,3

5,7

4,4

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (получасовой).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3 Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Uhom; диапазон силы тока

(0,05 - 1,2) Ihom, частота (50+0,15) Гц; коэффициент мощности cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;

- температура окружающей среды:

- ТТ и ТН от минус 45 °С до плюс 40 °С;

- счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;

- ИВК от плюс 10 °С до плюс 25 °С;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4    Рабочие условия эксплуатации:

- для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) UH1; диапазон

силы первичного тока (0,05 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9 (миф) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 + 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 45 °C до плюс 40 °C.

-     для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон

силы вторичного тока (0,02 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9 (миф) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 + 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 40 °C до плюс 60 °C;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

5 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 35 °С.

6    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими

характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 5 - Перечень точек измерений АИИС КУЭ со стороны смежного субъекта ОРЭ, результаты измерений по которым получают в рам-

ках соглашения об информационном обмене

№ пп

№ ИК в АИИС КУЭ

Наименование точки измерений

Наименование АИИС КУЭ

Наименование смежного по отношению к ООО «ЭСКБ» субъекта ОРЭМ

Номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

1

2

3

4

5

6

1

106

БашРЭС-Уфа, ПС «б. Ока» 35/10 кВ, ВЛ-35 кВ Сажино - Б.Ока

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Свердловэнергосбыт»

41171-09

2

7

ПС 500/220/110/10 кВ Буйская ВЛ-110 кВ Буйская-Гожан 2

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирская сетевая компания» (АИИС КУЭ ООО «БСК»)

ОАО «Пермэнергосбыт»

41792-09

3

8

ПС 500/220/110/10 кВ Буйская

ОВ-110 кВ

4

56

БашРЭС-НЕФТЕКАМСК, ПС «Янаул» 110/35/6 кВ, ВЛ-110 Чернушка 3

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Пермэнергосбыт»

41171-09

Продолжение таблицы 5

1

2

3

4

5

6

5

57

БашРЭС-НЕФТЕКАМСК, ПС «Янаул» 110/35/6 кВ, ВЛ-110 Чернушка 4

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Пермэнергосбыт»

41171-09

6

58

БашРЭС-НЕФТЕКАМСК, ПС «Янаул» 110/35/6 кВ, ОВМ-110

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Пермэнергосбыт»

41171-09

7

37

БашРЭС-НЕФТЕКАМСК, ПС «Сандугач» 110/6 кВ, ВЛ-110 ПС Гондырь

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Пермэнергосбыт»

41171-09

8

42

БашРЭС-НЕФТЕКАМСК, ПС «Татышлы» 110/35/10 кВ, ВЛ-110 Чернушка 1

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Пермэнергосбыт»

41171-09

9

43

БашРЭС-НЕФТЕКАМСК, ПС «Татышлы» 110/35/10 кВ, ВЛ-110 Чернушка 2

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Пермэнергосбыт»

41171-09

10

44

БашРЭС-НЕФТЕКАМСК, ПС «Татышлы» 110/35/10 кВ, ОВ-110

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Пермэнергосбыт»

41171-09

Продолжение таблицы 5

1

2

3

4

5

6

11

26

ПС Абзаково Ввод 10 кВ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго»

ОАО «Челябэнергосбыт»

36349-07

12

27

ПС Абзаково ТСН 0,4 кВ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго»

ОАО «Челябэнергосбыт»

36349-07

13

24

ПС Абзаково яч. № 7 ВЛ-10 кВ «Буревестник»

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго»

ОАО «Челябэнергосбыт»

36349-07

14

25

ПС Абзаково яч. № 8 ВЛ-10 кВ «Совхоз»

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго»

ОАО «Челябэнергосбыт»

36349-07

15

10

ПС 220/110/10 кВ Иремель ВЛ-110 кВ Уйская-Иремель

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирская сетевая компания» (АИИС КУЭ ООО «БСК»)

ОАО «Челябэнергосбыт»

41792-09

16

13

ПС 220/110/10 кВ Иремель

ОВ-110 кВ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирская сетевая компания» (АИИС КУЭ ООО «БСК»)

ОАО «Челябэнергосбыт»

41792-09

Продолжение таблицы 5

1

2

3

4

5

6

17

82

БашРЭС-Белорецк, ПС «Межозерная» 110/35/6 кВ, ЛЭП-110 ПС Узельга

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Челябэнергосбыт»

41171-09

18

83

БашРЭС-Белорецк, ПС «Межозерная» 110/35/6 кВ, ЛЭП-35 ПС Урляды

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Челябэнергосбыт»

41171-09

19

84

БашРЭС-Белорецк, ПС «Межозерная» 110/35/6 кВ, ЛЭП-35 ПС Карагайский бор

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Челябэнергосбыт»

41171-09

20

28

ПС Кизил ВЛ-35кВ «Водозабор»

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго»

ОАО «Челябэнергосбыт»

36349-07

21

88

БашРЭС-Белорецк, ПС «Сибайский ПП» 110/6 кВ, ВЛ-110 Кизил

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Челябэнергосбыт»

41171-09

22

89

БашРЭС-Белорецк, ПС «Сибайский ПП» 110/6 кВ, ВЛ-110 ОВ-110

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Челябэнергосбыт»

41171-09

Продолжение таблицы 5

1

2

3

4

5

6

23

30

ПС Агаповка ВЛ-110 кВ «ПС 90»

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго»

ОАО «Челябэнергосбыт»

36349-07

24

31

ПС Агаповка ВЛ-110 кВ «Сибай ППЗ»

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго»

ОАО «Челябэнергосбыт»

36349-07

25

32

ПС Агаповка ОВ-110 кВ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго»

ОАО «Челябэнергосбыт»

36349-07

26

7

БашРЭС-УФА, ПС «Ново-Субай» 110/10 кВ, ВЛ-110 ПС Симская

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Челябэнергосбыт»

41171-09

27

34

БашРЭС-УФА, ПС «Улу-Теляк» 110/10 кВ, ПС Симская

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Челябэнергосбыт»

41171-09

28

63

БашРЭС-УФА, ПС «Казаяк» РУ-10 кВ, ВВ-10 2Т

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Челябэнергосбыт»

41171-09

Продолжение таблицы 5

1

2

3

4

5

6

29

35

БашРЭС-УФА, ПС «Улу-Теляк» 110/10 кВ, АМЗ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Челябэнергосбыт»

41171-09

30

62

БашРЭС-УФА, ПС «Казаяк» РУ-10 кВ, ВВ-10 1Т

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Челябэнергосбыт»

41171-09

31

10

БашРЭС-УФА, ПС «Ургала»110/10 кВ, Ввод № 1

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Челябэнергосбыт»

41171-09

32

8

БашРЭС-УФА, ПС «Ургала» 110/10 кВ, ТСН-1

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Челябэнергосбыт»

41171-09

33

12

БашРЭС-УФА, ПС «Ново-Белокатай» 110/35/10 кВ, ВМ-110 1Т

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Челябэнергосбыт»

41171-09

34

13

БашРЭС-УФА, ПС «Ново-Белокатай» 110/35/10 кВ, ВМ-110 2Т

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Челябэнергосбыт»

41171-09

Продолжение таблицы 5

1

2

3

4

5

6

35

11

БашРЭС-УФА, ПС «Ургала» 110/10 кВ, Ввод № 2

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Челябэнергосбыт»

41171-09

36

9

БашРЭС-УФА, ПС «Ургала» 110/10 кВ, ТСН-2

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Челябэнергосбыт»

41171-09

37

6

ПС Нязепетровск ВЛ-35 кВ «Белокатай»

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго»

ОАО «Челябэнергосбыт»

36349-07

38

104

БашРЭС-Уфа, ПС «Еланлино» 35/10 кВ, ВЛ-35 М.ЛОГ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Челябэнергосбыт»

41171-09

39

38

ПС Первогорская ВЛ-35 кВ «Бурлы»

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго»

ОАО «Челябэнергосбыт»

36349-07

40

39

ПС Первогорская ВЛ-6 кВ «Ишимбаево-1»

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго»

ОАО «Челябэнергосбыт»

36349-07

Окончание таблицы 5

1

2

3

4

5

6

41

40

ПС Первогорская ВЛ-6 кВ «Ишимбаево-2»

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго»

ОАО «Челябэнергосбыт»

36349-07

42

5

ПС Перевоз ВЛ-10 кВ «Белянка»

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго»

ОАО «Челябэнергосбыт»

36349-07

43

107

БашРЭС-Уфа, ТП-394 10/0,4 кВ, В1Т 0,4 кВ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Челябэнергосбыт»

41171-09

44

70

БашРЭС-УФА, ПС «Малояз» 110/35/10 кВ, Илек

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

ОАО «Челябэнергосбыт»

41171-09

45

41

КТП 10/0,4 кВ д. Лука Ввод 10 кВ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго»

ОАО «Челябэнергосбыт»

36349-07

46

33

ПС Пионерлагерь ВЛ-35 кВ «Ахуново»

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Челябэнерго»

ОАО «Челябэнергосбыт»

36349-07

47

2.7

КГРЭС; СШ-500 кВ; ВЛ-500 кВ КГРЭС - Удмуртская

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «БГК»

ОАО «Татэнергосбыт»

52559-13

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее

Т= 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т= 35000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе

ребойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере

даваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал ИВК «ИКМ-Пирамида»:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и ИВК «ИКМ-Пирамида»;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- ИВК «ИКМ-Пирамида».

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-

ровании:

- электросчетчика;

- ИВК «ИКМ-Пирамида».

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК «ИКМ-Пирамида» (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений.

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях

113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - хранение результатов измерений, состояний средств

измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОРЭ ООО «Энергетическая сбытовая компания Башкортостана» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИ

ИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Г осреестра

Количество, шт.

Трансформаторы тока

ТФЗМ 110Б-1

26420-04

3

Трансформаторы напряжения

НКФ-110-57

14205-05

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

1

Устройства синхронизации времени

УСВ-2

41681-10

1

Комплексы информационновычислительные

ИКМ-Пирамида

45270-10

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 58406-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОРЭ ООО «Энергетическая сбытовая компания Башкортостана». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато

ры тока. Методика поверки»;

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс

форматоры напряжения. Методика поверки»;

- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являю

щейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

- УСВ-2 - по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика

поверки ВЛСТ. 237.00.001И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационно

вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис

темы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи

ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 °С до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 % до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электрической энергии ОРЭ ООО «Энергетическая сбытовая компания Башкортостана» и измерительно-информационных комплексов ОРЭ ООО «Энергетическая сбытовая компания Башкортостана» », аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.

Нормативные документы

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

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

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

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание