Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" НкЭС
- ОАО "Сетевая компания" филиал Нижнекамские электрические сети, г.Нижнекамск
-
Скачать
74146-19: Методика поверки МП.359116.06.2018Скачать825.9 Кб
74146-19: Описание типа СИСкачать106.5 Кб
- 31.12.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" НкЭС
| Основные | |
| Тип | |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» НкЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень -устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа СИКОН С70, ARIS-28xx и каналообразующую аппаратуру;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных, сервер баз данных (БД), устройства синхронизации системного времени (УССВ), программного обеспечения (ПО) «Пирамида» и автоматизированные рабочие места (АРМы).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей 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, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика (без учета коэффициента 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется накопление и хранение измерительной информации, умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН и передача накопленных данных по выбранному ИВК каналу связи (проводные линии, GSM канал, сеть Ethernet), на верхний уровень системы с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется прием и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, передача полученной информации заинтересованным организациям.
Передача информации от серверов АИИС КУЭ в программно-аппаратные комплексы потребителей, сбытовых организаций, АИИС КУЭ смежных субъектов на оптовом и розничном рынке электроэнергии осуществляется по электронной почте в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с регламентом.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), на основе GPS/ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени типа УСВ-2 и встроенного GPS/ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени в УСПД.
Сравнение времени сервера сбора данных ИВК с таймером приемника УСВ-2 осуществляется 1 раз в час, синхронизация производится при расхождении показаний таймеров приемника УСВ-2 и сервера сбора данных ИВК на величину более ±1 с. Синхронизация времени сервера сбора данных ИВК и сервера баз данных ИВК осуществляется по протоколу NTP с периодичностью 1 час, синхронизация производится при расхождении времени на величину более ±1 с.
Для ИК 22-43 встроенный GPS/ГЛОНАСС-приемник сигналов точного времени УСПД в автоматическом режиме синхронизирует время УСПД.
Для ИК 1-21 сравнение времени таймера УСПД с временем сервера сбора и БД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний часов УСПД с соответствующим УССВ на величину более ±1 с.
Сличение времени таймеров счетчиков с временем таймера УСПД осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при расхождении времени ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
| Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора | MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 - Состав ИК
| Номер ИК | Наименование ИК, диспетчерское наименование присоединения | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110 кВ Кузембетьево, В-35 кВ Т-2 | ТОЛ-СЭЩ OU2s Ктт=600/5 Рег.№59870- 15 | НАЛИ-СЭЩ КТ0.2 Ктн=35000/100 Рег.№51621-12 | Меркурий 234 КТ0.5з/1.0 Рег.№48266- 11 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 2 | ПС 110 кВ Кузембетьево, ВЛ 35 кВ Кузембетьево-Бахчисарай | ТОЛ-СЭЩ OU2s Ктт=150/5 Рег.№59870- 15 | НАЛИ-СЭЩ КТ0.2 Ктн=35000/100 Рег.№51621-12 | Меркурий 234 КТ0.58/1.0 Рег.№48266- 11 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 3 | ПС 110 кВ Кузембетьево, ВЛ 35 кВ Кузембетьево-Татарстан 2ц | ТОЛ-СЭЩ OU2s Ктт=200/5 Рег.№59870- 15 | НАЛИ-СЭЩ КТ0.2 Ктн=35000/100 Рег.№51621-12 | Меркурий 234 КТ0.58/1.0 Рег.№48266- 11 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 4 | ПС 110 кВ Кузембетьево, ВЛ 35 кВ Кузембетьево-Тл. Тамак | ТОЛ-СЭЩ OU2s Ктт=150/5 Рег.№59870- 15 | НАЛИ-СЭЩ КТ0.2 Ктн=35000/100 Рег.№51621-12 | Меркурий 234 КТ0.58/1.0 Рег.№48266- 11 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 5 | ПС 110 кВ Кузембетьево, ВЛ 35 кВ Резерв | ТОЛ-СЭЩ OU2s Ктт=200/5 Рег.№59870- 15 | НАЛИ-СЭЩ КТ0.2 Ктн=35000/100 Рег.№51621-12 | Меркурий 234 КТ0.58/1.0 Рег.№48266- 11 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 6 | ПС 110 кВ Кузембетьево, СВ-35 | ТОЛ-СЭЩ OU2s Ктт=300/5 Рег.№59870- 15 | НАЛИ-СЭЩ КТ0.2 Ктн=35000/100 Рег.№51621-12 | Меркурий 234 КТ0.58/1.0 Рег.№48266- 11 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 7 | ПС 110 кВ Кузембетьево, ВЛ-35 резерв | ТОЛ-СЭЩ OU2s Ктт=200/5 Рег.№59870- 15 | НАЛИ-СЭЩ КТ0.2 Ктн=35000/100 Рег.№51621-12 | Меркурий 234 КТ0.58/1.0 Рег.№48266- 11 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 8 | ПС 110 кВ Кузембетьево, ВЛ 35 кВ Кузембетьево-Татарстан 1ц | ТОЛ-СЭЩ OU2s Ктт=200/5 Рег.№59870- 15 | НАЛИ-СЭЩ КТ0.2 Ктн=35000/100 Рег.№51621-12 | Меркурий 234 КТ0.58/1.0 Рег.№48266- 11 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 9 | ПС 110 кВ Кузембетьево, ВЛ 35 кВ Кузембетьево-Топасево | ТОЛ-СЭЩ КТ0.2s Ктт=150/5 Рег.№59870- 15 | НАЛИ-СЭЩ КТ0.2 Ктн=35000/100 Рег.№51621-12 | Меркурий 234 КТ0.58/1.0 Рег.№48266- 11 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 10 | ПС 110 кВ Кузембетьево, В-35 кВ Т-1 | ТОЛ-СЭЩ КТ0.2s Ктт=600/5 Рег.№59870- 15 | НАЛИ-СЭЩ КТ0.2 Ктн=35000/100 Рег.№51621-12 | Меркурий 234 КТ0.58/1.0 Рег.№48266- 11 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 11 | ПС 110 кВ Кузембетьево, ТСН-1 | ТТИ КТ0.5s Ктт=150/5 Рег.№28139-07 | - | Меркурий 234 КТ0.58/1.0 Рег.№48266- 11 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 12 | ПС 110 кВ Кузембетьево, ТСН-2 | ТТИ КТ0.5s Ктт=150/5 Рег.№28139-07 | - | Меркурий 234 КТ0.58/1.0 Рег.№48266- 11 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 13 | ПС 110 кВ Кузембетьево, В-10 кВ Ф-2 | ТЛК10 КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№9143-83 | НАМИ-10 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№11094-87 | Меркурий 234 КТ0.58/1.0 Рег.№48266- 11 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 14 | ПС 110 кВ Кузембетьево, В-10 кВ Т-1 | ТЛК10 КТ0.5 Ктт=600/5 Рег.№9143-83 | НАМИ-10 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№11094-87 | Меркурий 234 КТ0.58/1.0 Рег.№48266- 11 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 15 | ПС 110 кВ Кузембетьево, В-10 кВ Ф-7 | ТОЛ-10 III OU5s Ктт=100/5 Рег.№36308-07 | НАМИ-10 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№11094-87 | Меркурий 234 КТ0.5з/1.0 Рег.№48266- 11 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 16 | ПС 110 кВ Кузембетьево, В-10 кВ Ф-5 | ТОЛ КТ05 Ктт=150/5 Рег.№47959-16 | НАМИ-10 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№ 11094-87 | Меркурий 234 КТ0.58/1.0 Рег.№48266- 11 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 17 | ПС 110 кВ Кузембетьево, В-10 кВ Ф-3 | ТОЛ КТ05 Ктт=100/5 Рег.№47959-16 | НАМИ-10 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№ 11094-87 | Меркурий 234 КТ0.58/1.0 Рег.№48266- 11 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 18 | ПС 110 кВ Кузембетьево, В-10 кВ Ф-1 | ТЛК10 КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№9143-83 | НАМИ-10 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№11094-87 | Меркурий 234 КТ0.58/1.0 Рег.№48266- 11 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 19 | ПС 110 кВ Кузембетьево, В-10 кВ Ф-4 | ТЛК10 КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№9143-83 | НАМИ-10 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№11094-87 | Меркурий 234 КТ0.58/1.0 Рег.№48266- 11 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 20 | ПС 110 кВ Кузембетьево, В-10 кВ Ф-6 | ТЛК10 КТ0.5 Ктт=100/5 Рег.№9143-83 | НАМИ-10 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№11094-87 | Меркурий 234 КТ0.5з/1.0 Рег.№48266- 11 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 21 | ПС 110 кВ Кузембетьево, В-10 кВ Т-2 | ТЛК10 КТ0.5 Ктт=600/5 Рег.№9143-83 | НАМИ-10 КТ0.2 Ктн=10000/100 Рег.№11094-87 | Меркурий 234 КТ0.58/1.0 Рег.№48266- 11 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 22 | ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-21 | ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№2473-69 | НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69 | Меркурий 234 КТ0.58/1.0 Рег.№48266- 11 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 23 | ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-20 | ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№2473-69 | НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69 | Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266- 11 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 24 | ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-19 | ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№2473-69 | НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69 | Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266- 11 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 25 | ПС 110 кВ Жилпоселок, 1 В 10 кВ Т-1 | ТОЛ-10 КТ0.5 Ктт=1000/5 Рег.№38395-08 | НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69 | Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266- 11 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 26 | ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-9 | ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№2473-69 | НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69 | Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266- 11 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 27 | ПС 110 кВ Жилпоселок, 2 В 10 кВ Т-2 | ТОЛ-10 КТ0.5 Ктт=1000/5 Рег.№38395-08 | НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69 | Меркурий 234 КТ0^/1.0 Рег.№48266- 11 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 28 | ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-5 | ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№2473-69 | НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69 | Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266- 11 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 29 | ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-4 | ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№2473-69 | НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69 | Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266- 11 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 30 | ПС 110 кВ Жилпоселок, ВЛ 35 кВ Жил.Поселок-Атомстрой-1 | ТФЗМ-35Б-1У1 КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№3689-73 | НАМИ-35 УХЛ1 КТ0.5 Ктн=35000/100 Рег.№19813-00 | Меркурий 234 КТ0^/1.0 Рег.№48266- 11 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 31 | ПС 110 кВ Жилпоселок, В-35 кВ Т-1 | ТВ 35-IV КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№3198-89 | НАМИ-35 УХЛ1 КТ0.5 Ктн=35000/100 Рег.№ 19813-00 | Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266- 11 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 32 | ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-23А | ТОЛ-СЭЩ-10 КТ0.5 Ктт=600/5 Рег.№32139- 06 | НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69 | Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266- 11 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 33 | ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-24 | ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№2473-69 | НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69 | Меркурий 234 КТ0^/1.0 Рег.№48266- 11 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 34 | ПС 110 кВ Жилпоселок, 3 В 10 кВ Т-1 | ТОЛ-10 КТ0.5 Ктт=1000/5 Рег.№38395-08 | НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69 | Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266- 11 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 35 | ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-29 | ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№2473-69 | НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69 | Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266- 11 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 36 | ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-30 | ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№2473-69 | НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69 | Меркурий 234 КТ0^/1.0 Рег.№48266- 11 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 37 | ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-31 | ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№2473-69 | НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69 | Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266- 11 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 38 | ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-34 | ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=200/5 Рег.№2473-69 | НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69 | Меркурий 234 КТ0^/1.0 Рег.№48266- 11 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 39 | ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-35 | ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№2473-69 | НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69 | Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266- 11 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 40 | ПС 110 кВ Жилпоселок, 4 В 10 кВ Т-2 | ТОЛ-10 КТ0.5 Ктт=1000/5 Рег.№38395-08 | НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69 | Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266- 11 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 41 | ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-39 | ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=150/5 Рег.№2473-69 | НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69 | Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266- 11 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 42 | ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-41 | ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№2473-69 | НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69 | Меркурий 234 КТ0^/1.0 Рег.№48266- 11 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| 43 | ПС 110 кВ Жилпоселок, В-10 кВ Ф-43 | ТОЛ-СЭЩ-10 КТ0.5 Ктт=600/5 Рег.№32139- 06 | НТМИ-10-66 КТ0.5 Ктн=10000/100 Рег.№831-69 | Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266- 11 | ARIS-28xx Рег.№67864- 17 |
| Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 4 КТ - класс точности, Ктт (Ктн) - коэффициент трансформации трансформатора тока (напряжения). | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Вид электроэнергии | Метрологические характеристики | ||
| Номер ИК | Г раницы основной погрешности, (±5) % | Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±5) % | |
| 22-43 | Активная | ±1,2 | ±3,5 |
| реактивная | ±3 | ±4,9 | |
| 1-10 | Активная | ±0,8 | ±2,1 |
| реактивная | ±1,5 | ±2,6 | |
| 15-17 | Активная | ±1 | ±3,2 |
| реактивная | ±2,6 | ±3,2 | |
| 13, 14, 18, 19, | Активная | ±1 | ±3,5 |
| 20, 21 | реактивная | ±2,6 | ±4,9 |
| 11, 12 | Активная | ±1 | ±3,2 |
| реактивная | ±2,5 | ±3,2 | |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р=0,95._
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 43 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности, СОБф | 0,9 |
| - частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Ином | |
| - ток, % от 1ном | от 90 до 110 |
| - коэффициент мощности, СОБф | от 5 до 120 |
| - частота, Гц | от 0,5инд до 0,8емк |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения | от -45 до +40 |
| счетчиков, °С | |
| температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от -40 до +60 от -10 до +40 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 150000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч УССВ: | 24 |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 170 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
| потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне;
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой
подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 28 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ | 6 |
| Трансформаторы тока встроенные | ТВ 35-IV | 2 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10 III | 3 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-35Б-1У1 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10 | 12 |
| Трансформаторы тока опорные | ТОЛ | 6 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ | 30 |
| Трансформаторы тока | ТЛК10 | 12 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66 | 4 |
| Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы | НАЛИ-СЭЩ | 2 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные | НАМИ-35 УХЛ1 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 2 |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчики электрической энергии статические трехфазные | Меркурий 234 | 43 |
| Контроллеры многофункциональные | ARIS-28xx | 1 |
| Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С70 | 1 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Комплексы информационно-вычислительные | ИКМ-Пирамида | 2 |
| Программное обеспечение | Пирамида 2000 | 1 |
| Методика поверки | МП.359116.06.2018 | 1 |
| Формуляр | ПФ.359116.06.2018 | 1 |
| Руководство по эксплуатации | РЭ.359116.06.2018 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП.359116.06.2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» НкЭС. Методика поверки», утверждённому ФБУ «ЦСМ Татарстан» «21» сентября 2018 г. Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчики Меркурий 234 по документу АВЛГ.411152.033 РЭ1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические Меркурий 234. Приложение Г. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2011 г.;
- УСПД по документу ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИМС в 2005 г.;
- Контроллеры многофункциональные ARIS-28xx по документу ПБКМ.424359.016МП «Контроллеры многофункциональные ARIS-28xx. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 21.04.2017 г.;
- ИКМ-Пирамида по документу ВЛСТ 230.00.000 И1 «Комплексы информационновычислительные «ИКМ -Пирамида». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 27008-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» НкЭС.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» НкЭС
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия