№780 от 30.03.2018
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)
# 31811
О переоформлении свидетельства об утверждении типа средства измерений № 52859 "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Сетевая компания" АЭС" и внесении изменений в описание типа
Приказы по основной деятельности по агентству Вн. Приказ № 780 от 30.03.2018
МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)
ПРИКАЗ23 апреля 2018 г. № 780______
Москва
О переоформлении свидетельства об утверждении типа средства измерений № 52859 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сетевая компания» АЭС» и внесении изменений в описание типа
Во исполнение Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утверждённого приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 25 июня 2013 г. № 970 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 12 сентября 2013 г. № 29940) (далее — Административный регламент) и в связи с обращениями филиала ОАО «Сетевая компания» Альметьевские электрические сети от 16 февраля 2018 г. № 207-22-520 и № 207-22-521 приказываю:
-
1. Внести изменения в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сетевая компания» АЭС, зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 55363-13, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу. Установить поверку по документу МП.359110.01.2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сетевая компания» АЭС. Методика поверки», утвержденному ФБУ «ЦСМ Татарстан» 05.02.2018.
-
2. Переоформить свидетельство об утверждении типа № 52859 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сетевая компания» АЭС, зарегистрированное в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 55363-13, в связи внесением изменений в документ на методику поверки.
-
3. Управлению метрологии (Е.Р. Лазаренко), ФГУП «ВНИИМС» (А.Ю.Кузин) обеспечить в соответствии с Административным регламентом оформление свидетельства с описанием типа средства измерений и выдачу его юридическому лицу или индивидуальному предпринимателю.
С.С.Голубев
Г-
Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии.
СВЕДЕНИЯ О СЕРТИФИКАТЕ ЭП
Сертификат: OOE1036ECDC011E780DAE0071B1B53CD41 Кому выдан; Голубев Сергей Сергеевич
Действителен; с 20.11,2017 до 20.11.2018
Приложение к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «23» апреля 2018 г. №780ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сетевая компания» АЭС Назначение средства измеренийСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сетевая компания» АЭС (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, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов, передачи информации в центр сбора и обработки информации Управления ОАО «Сетевая компания» и другим заинтересованным организациям в согласованных форматах.
Описание средства измеренийАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую 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 (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 7746-2015, измерительные трансформаторы напряжения (TH) по ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 1983-2015 и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики) по ГОСТ Р 52320-2005, ГОСТ 31818.11-2012, в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
-
2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С1 и СИКОН С70, технические средства приема-передачи данных и каналообразующую аппаратуру.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервера сбора и баз данных (далее сервер сбора и БД), устройства синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2, расположенные в центрах сбора и обработки информации (далее ЦСОИ) филиалов ОАО «Сетевая компания»; сервер, расположенный в ЦСОИ Управления ОАО «Сетевая компания»; программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер сбора и БД по выбранному ИВК каналу связи (GSM канал, сеть Ethernet), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. На сервере сбора и БД осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера сбора и БД Управления ОАО «Сетевая компания» информация в виде xml-макетов формата 80020 передаётся на сервера ЦСОИ ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», АО «Татэнергосбыт» по каналу связи сети Internet.
Передача информации от серверов ЦСОИ в программно-аппаратный комплексы 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.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт ч.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени УССВ, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS/ГЛОНАСС-приемников.
Сравнение времени таймера сервера сбора и БД с временем УССВ осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов сервера сбора и БД производится при расхождении с часами УСПД на величину более ±1 с.
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. Предусмотрена возможность настройки синхронизации часов сервера сбора и БД от сервера ЦСОИ Управления ОАО «Сетевая компания».
Сравнение времени счетчиков с таймером УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более ±1 с. Передача информации от счетчика до УСПД, от УСПД до сервера сбора и БД реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика, УСПД и сервера сбора и БД отражаются в соответствующих журналах событий.
Программное обеспечениеВ 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 «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0blb219065d63da949114dae4 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
bl959ff70beleb!7c83f7b0f6d4al32f |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d79874d 10fc2b 156a0fdc27e 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 |
6f557f885b737261328cd77805bdlba7 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
48e73a9283dl e66494521 f63d00b0d9f |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
c391 d64271 acf4055bb2a4d3fe 1 f8f48 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
ecf532935cala3fd3215049aflfd979f |
|
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 |
lea5429b261fb0e2884f5b356aldle75 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид измеряемой энергии |
Метрологичесю |
не характеристики ИК | |||
|
ТТ |
TH |
Счетчик |
УСПД |
Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ПС 220 кВ Азнакаево, ВЛ 6 кВ ф.06 |
ТПОЛ-ЮКТО.5 Ктт=600/5 Регистрационный №1261-59 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн-6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С1 Регистрационный №15236-03 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
2 |
ПС 220 кВ Азнакаево, ВЛ 6 кВ ф.07 |
ТПОЛ-ЮКТО.5 Ктт-600/5 Регистрационный №1261-59 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С1 Регистрационный №15236-03 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
3 |
ПС 220 кВ Сулеево, Ввод 6 кВ №1 |
ТПШФ20 КТ0.5 Ктт=2000/5 Регистрационный №519-50 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
4 |
ПС 220 кВ Сулеево, Ввод 6 кВ №2 |
ТПШФ-20 КТ0.5 Ктт=2000/5 Регистрационный №519-50 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2S/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
5 |
ПС 220 кВ Сулеево, ВЛ 6 кВ ф.ОЗ |
ТПФМ-10КТ0.5 Ктт=400/5 Регистрационный №814-53 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн-6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
6 |
ПС 220 кВ Сулеево, ВЛ6кВф.21 |
ТЛК-10КТ0.5 Ктт=75/5 Регистрационный №9143-06 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
7 |
ПС 220 кВ Узловая, ВЛ 220 кВ Узловая -ТАНЕКО |
TG KT0.2S Ктт= 1000/5 Регистрационный №30489-09 |
НКФ-220-58 КТ0.5 Ктн=220000/ 100 Регистрационный №14626-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С1 Регистрационный №15236-03 |
Активная реактивная |
±1,0 ±1,2 |
±1,0 ±1,2 |
|
8 |
ПС 220 кВ Узловая, ВЛ 6 кВ ф.06 |
ТПОЛ-ЮКТО.5 Ктт=800/5 Регистрационный №1261-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2S/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С1 Регистрационный №15236-03 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
9 |
ПС 220 кВ Узловая, ВЛ 6 кВ ф.13 |
ТПОЛ-ЮКТО.5 Ктт=800/5 Регистрационный №1261-08 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн-6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2S/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С1 Регистрационный №15236-03 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
10 |
ПС 110 кВ Акташ, ВЛ 35 кВ 51-70 |
ТФЗМ-35А-У1 КТ0.5 Ктт=400/5 Регистрационный №3690-73 |
НАМИ-35 УХЛ1 КТ0.5 Ктн=35000/100 Регистрационный №19813-09 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
И |
ПС 110 кВ Акташ, ВЛ 35 кВ 51 - 136 |
ТФЗМ-35Б-1У1 КТ0.5 Ктт=400/5 Регистрационный №3689-73 |
НАМИ-35 УХЛ1 КТ0.5 Ктн=35000/100 Регистрационный №19813-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
12 |
ПС 110 кВ Акташ, ВЛ 6 кВ ф.01 |
ТПОЛ-ЮКТО.5 Ктт=1000/5 Регистрационный №1261-08 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2S/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
13 |
ПС 110 кВ Акташ, ВЛ 6 кВ ф.ОЗ |
ТПОЛ-ЮКТО.5 Ктт=1000/5 Регистрационный №1261-08 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн-6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
14 |
ПС 110 кВ Акташ, ВЛ 6 кВ ф.04 |
ТПЛ-10-М КТ0.5 Ктт=400/5 Регистрационный №22192-03 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2S/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
15 |
ПС 110 кВ Акташ, ВЛ 6 кВ ф.06 |
ТПЛ-10КТ0.5 Ктт=400/5 Регистрационный №1276-59 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
16 |
ПС 110 кВ Акташ, ВЛ 6 кВ ф.08 |
ТПЛ-10КТ0.5 Ктт=400/5 Регистрационный №1276-59 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн-6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
17 |
ПС 110 кВ Акташ, ВЛ 6 кВ ф.10 |
ТПЛ-10КТ0.5 Ктт=400/5 Регистрационный №1276-59 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
18 |
ПС 110 кВ Акгаш, ВЛ 6 кВ ф.11 |
ТПЛ-10-М КТ0.5 Ктт=200/5 Регистрацио нн ый №22192-03 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн-6000/100 Регистрационный №20186-00 |
Меркурий 230 KT0.5S/1.0 Регистрационный №23345-07 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,7 ±3,2 |
±1,7 ±3,4 |
|
19 |
ПС 110 кВ Акташ, ВЛ 6 кВ ф.13 |
ТВЛМ-10 КТ0.5 Кгг=200/5 Регистрационный №1856-63 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №20186-00 |
Меркурий 230 KT0.5s/1.0 Регистрационный №23345-07 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,7 ±3,2 |
±1,7 ±3,4 |
|
20 |
ПС 110 кВ Акташ, ВЛ 6 кВ ф. 16 |
ТЛК-10КТ0.5 Ктт=600/5 Регистрационный №9143-06 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн-6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2S/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,7 ±3,2 |
±1,7 ±3,4 |
|
21 |
ПС 110 кВ Акташ, ВЛ 6 кВ ф.19 |
ТЛК-10КТ0.5 Ктт=600/5 Регистрационный №9143-06 |
НАМИ-10-95УХЛ2 КТ0.5 Ктн-6000/100 Регистрационный №20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,7 ±3,2 |
±1,7 ±3,4 |
|
22 |
ПС 35 кВ Тумутук, ВЛ 35 кВ Тумутук - Юзеево |
ТФЗМ-35А-У1 КТ0.5 Ктт= 100/5 Регистрационный №3690-73 |
НАМИ-35 УХЛ1 КТ0.5 Ктн-35000/100 Регистрационный №19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2S/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С1 Регистрационный №15236-03 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
23 |
ПС 35 кВ Тумутук, ВЛ 6 кВ ф.04 |
ТОЛ 10 КТ0.5 Ктт=200/5 Регистрацио нн ый №7069-07 |
НАМИ-10 КТ0.2 Ктн-6000/100 Регистрационный №11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С1 Регистрационный №15236-03 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
ПС 110 кВ нпс |
ТОЛ-Ю III КТО.5 Ктт=2000/5 Регистрационный №36308-07 |
Н АМИТ-10 КТ0.5 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2S/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 |
Активная |
±1,2 |
±1,4 | |
|
24 |
Муслюмово, Ввод 10 кВ №1 |
Ктн=10000/Ю0 Регистрационный №16687-07 |
Регистрационный №28822-05 |
реактивная |
±2,9 |
±3,9 | ||
|
ПС 110 кВ НПС |
ТОЛ-Ю III КТ0.5 Кгг-2000/5 Регистрационный №36308-07 |
НАМИТ-Ю КТ0.5 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 |
Активная |
±1,2 |
±1,4 | |
|
25 |
Муслюмово, Ввод 10 кВ №2 |
Ктн-ЮООО/ЮО Регистрационный №16687-07 |
Регистрационный №28822-05 |
реактивная |
±2,9 |
±3,9 | ||
|
ПС 35 кВ |
ТОЛ-Ю КТ0.5 Ктт=400/5 Регистрационный №7069-07 |
НТМИ-6-66 КТ0.5 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 |
Активная |
±1,2 |
±1,4 | |
|
26 |
Бишмунча, Ввод 6 кВ №1 |
Ктн=6000/100 Регистрационный №2611-70 |
Регистрационный №28822-05 |
реактивная |
±2,9 |
±3,9 | ||
|
27 |
ПС 35 кВ Бишмунча, Ввод 6 кВ №2 |
ТОЛ-Ю КТ0.5 Ктт=400/5 Регистрационный №7069-07 |
НТМИ-6 КТ0.5 Ктн=6000/Ю0 Регистрационный №380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
ПС 35 кВ |
ТПЛ-Ю-М КТ0.5 Ктт=400/5 Регистрационный №22192-03 |
НТМИ-6-66 КТ0.5 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 |
Активная |
±1,2 |
±1,4 | |
|
28 |
Бишмунча, ВЛ 6 кВ ф.01 |
Ктн=6000/Ю0 Регистрационный №2611-70 |
Регистрационный №28822-05 |
реактивная |
±2,9 |
±3,9 | ||
|
ПС 35 кВ |
ТПОЛ-ЮКТ0.5 Ктт-800/5 Регистрационный №1261-59 |
НТМИ-6 КТ0.5 Ктн-6000/100 Регистрационный №380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 |
Активная |
±1,2 |
±1,4 | |
|
29 |
Бикасаз, Ввод 6 кВ №1 |
Регистрационный №28822-05 |
реактивная |
±2,9 |
±3,9 | |||
|
ПС 35 кВ |
ТПОЛ-ЮКТ0.5 Ктт=800/5 Регистрационный №1261-59 |
НТМИ-6 КТ0.5 Ктн=6000/Ю0 Регистрационный №380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 |
Активная |
±1,2 |
±1,4 | |
|
30 |
Бикасаз, Ввод 6 кВ №2 |
Регистраций нн ый №28822-05 |
реактивная |
±2,9 |
±3,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
31 |
ПС 35 кВ Бикасаз, ВЛ 6 кВ ф.09 |
ТПЛ-10 КТ0.5 Ктт=400/5 Регистрационный №1276-59 |
НТМИ-6 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
32 |
ПС 35 кВ Бикасаз, ВЛ 6 кВ ф.13 |
ТПЛ-10 КТ0.5 Ктт=400/5 Регистрационный №1276-59 |
НТМИ-6 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
33 |
ПС 35 кВ Бикасаз, ВЛ 6 кВ ф.19 |
ТПЛМ-10КТ0.5 Ктт=75/5 Регистрационный №2363-68 |
НТМИ-6 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2S/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
34 |
ПС 35 кВ Ново-Каширово, Ввод 6 кВ №1 |
ТЛМ-10КТ0.5 Ктт=1000/5 Регистрационный №2473-00 |
НТМИ-6-66 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
35 |
ПС 35 кВ Ново-Каширово, Ввод 6 кВ №2 |
ТЛМ-10КТ0.5 Ктт~1000/5 Регистрационный №2473-00 |
НТМИ-6 КТ0.5 Ктн-6000/100 Регистрационный №380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2S/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
36 |
ПС 35 кВ Ново-Каширово, ВЛ 6 кВ ф.02 |
ТПЛ-10-М КТ0.5 Ктт=150/5 Регистрационный №22192-03 |
НТМИ-6 КТ0.5 Ктн-6000/100 Регистрационный №380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
37 |
ПС 35 кВ Ново-Каширово, ВЛ 6 кВ ф.ОЗ |
ТПЛ-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Регистрационный №1276-59 |
НТМИ-6-66 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
38 |
ПС 35 кВ Ново-Каширово, ВЛ 6 кВ ф.13 |
ТПОЛ-Ю КТ0.5 Ктт=200/5 Регистрационный №1261-59 |
НТМИ-6-66 КТ0.5 Ктн-6000/100 Регистрационный №2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
39 |
ПС 35 кВ Ново-Каширово, ВЛ 6 кВ ф.14 |
ТПФМ-10КТ0.5 Ктт=400/5 Регистрационный №814-53 |
НТМИ-6 КТ0.5 Ктн=6000/100 Регистрационный №380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М KT0.2s/0.5 Регистрационный №36697-08 |
СИКОН С70 Регистрационный №28822-05 |
Активная реактивная |
±1,2 ±2,9 |
±1,4 ±3,9 |
|
40 |
ПС 220 кВ Узловая, ОШСВ 220 кВ |
ТВТ-220 КТ0.5 Ктт=1000/5 Регистрационный №3638-73 |
НКФ-220-58 КТ0.5 Ктн=220000/100 Регистрационный №14626-00 |
Меркурий 230 KT0.5S/1.0 Регистрационный №23345-07 |
СИКОН С1 Регистрационный №15236-03 |
Активная реактивная |
±1,7 ±3,2 |
±1,7 ±3,4 |
|
Примечания:
| ||||||||
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК |
40 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от Uhom |
от 95 до 105 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
0,9 |
|
- частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °C |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности: | |
|
-coscp |
от 0,5 до 1,0 |
|
— sincp |
от 0,5 до 0,87 |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды для ТТ и TH, °C |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °C |
от -40 до +60 |
|
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °C |
от -10 до +40 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
УССВ: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
сервер: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
|
сут, не менее |
85 |
|
- 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 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и УСПД;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов: механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании: счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в: счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); УСПД (функция автоматизирована);
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измеренийВ комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
8 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
10 |
|
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
12 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТВЛМ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-Ю-М |
8 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
2 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
TG |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТО Л-10 III |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТВТ-220 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-35Б-1У1 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-35А-У1 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТПШФ20 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ 10 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТПФМ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК-10 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-220-58 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
Н АМИТ-10 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-35 УХЛ1 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
8 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
4 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные статические |
Меркурий 230 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
37 |
|
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С1 |
4 |
|
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
7 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Комплексы информационно-вычислительные |
ИКМ-Пирамида |
2 |
|
Программное обеспечение |
Пирамида 2000 |
2 |
|
Методика поверки |
МП.359110.01.2017 |
1 |
|
Формуляр |
ПФ.359110.01.2013 |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
РЭ.359110.01.2013 |
1 |
осуществляется по документу МП.359110.01.2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АНИС КУЭ) ОАО «Сетевая компания» АЭС. Методика поверки», утвержденному ФБУ «ЦСМ Татарстан» 05.02.2018 г.
Основные средства поверки:
-
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав ИИК;
-
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Регистрационный № 27008-04);
-
- термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °C, цена деления 1 °C.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АНИС КУЭ) ОАО «Сетевая компания» БЭС
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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 МЭК 61107-2001 Обмен данными при считывании показаний счетчиков, тарификации и управлении нагрузкой. Прямой локальный обмен данными
ИзготовительФилиал ОАО «Сетевая компания» Альметьевские электрические сети
(Филиал ОАО «Сетевая компания» АЭС)
ИНН: 1655049111
Адрес: 423450, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Шевченко, 13
Телефон: 8(8553) 30-36-59
Факс: 8(8553)45-71-10
Испытательный центрФБУ «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Республике Татарстан» (ФБУ «ЦСМ Татарстан»)
Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 24
Телефон (факс): 8(843) 291-08-33
E-mail: ispl3@tatcsm.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «ЦСМ Татарстан» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310659 от 13.05.2015 г.