| Номер в госреестре | 70698-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) (АИИС КУЭ) филиала АО "Татэнерго" - Нижнекамская ГЭС |
| Изготовитель | ООО "Татарстан Автоматизация и Связь Энерго", г.Казань |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) (АИИС КУЭ) филиала АО «Татэнерго» - Нижнекамская ГЭС (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 АО «Татэнерго» и другим заинтересованным организациям в согласованных форматах.
Принцип действия АИИС КУЭ основан на преобразовании первичных токов измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные токи и фазные напряжения, поступающие на измерительные входы счетчика электроэнергии по проводным линиям. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, накапливается нарастающим итогом, а также вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем.
Обработанная информация со счетчиков по каналам связи промышленной сети RS-485 поступает на входы преобразователей интерфейсов и по локально-вычислительной сети (ЛВС) поступает на 2-й уровень.
На верхнем (втором) уровне 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.
Передача результатов измерений в виде xml файла формата 80020 (в соответствии с приложением № 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности) от ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется по электронной почте ответственному работнику АО «Татэнерго», имеющему электронноцифровую подпись (ЭЦП), а также другим заинтересованным лицам. Далее макет загружается в ПО «АРМ Участника ОРЭ» разработки АО «АТС», подписывается и отправляется посредством сети Internet в ПАК АО «АТС».
АИИС КУЭ состоит из двух уровней с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включает в себя ИИК и выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии (далее - счетчики), установленные на объектах, указанных в таблице 2
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении) «ИКМ-Пирамида» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № (далее - 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".
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии;
- измерение активной электроэнергии нарастающим итогом;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени показаний счетчиков электрической энергии;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в организации-участники оптового и розничного рынков электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
- передача журналов событий счетчиков.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему (счетчики, ИВК, СУБД). Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-2. Коррекция времени в УСВ-2 происходит от GPS-приемника.
ИВК синхронизирует время с устройством синхронизации времени УСВ-2. Синхронизация времени сервера происходит с периодичностью один раз в час, коррекция времени сервера с временем УСВ-2 осуществляется независимо от расхождения с временем УСВ-2, тем самым в ИВК обеспечивается ведение всемирного времени с погрешностью, не превосходящей ±1,0 с.
ИВК также имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени от NTP сервера ФГУП «ВНИИФТРИ» осуществляется только при выходе из строя УСВ-2 или на время проведения его очередной поверки. Сравнение часов сервера ИВК с часами NTP сервера, передача точного времени через лобальную сеть интернет осуществляется с использованием NTP v4 протокола в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия RFC-5905. Погрешность синхронизации системного времени NTP серверов относительно шкалы времени UTC не превышает 10 мс.
Сличение времени счетчика с временем сервера происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени более ±1,0 с.
В АИИС КУЭ используется програмное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
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 вычисления контрольной суммы исполняемого кода | MD5 |
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 и 3.
| № точки | Наименование | Состав измерительного канала | Вид | Метрологические характеристики | ||||
| измере ния | объекта | ТТ | ТН | Счетчик | измеряемой энергии | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | |
| 1 | Нижнекамская | ТШЛ20Б-1 Ктт=10000/5 КТ 0,2 Госреестр № 4016-74 | ЗНОМ-15-63 Ктн=13800^3/100^3 КТ 0,5 Госреестр № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±0,8 | |
| ГЭС, Г1 (13,8 кВ) | Г осреестр № 27524-04 | реактивная | ±0,9 | ±1,3 | ||||
| 2 | Нижнекамская | ТШЛ20Б-1 Ктт=10000/5 КТ 0,2 Госреестр № 4016-74 | ЗНОМ-15-63 Ктн=13800^3/100^3 КТ 0,5 Госреестр № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±0,8 | |
| ГЭС, Г2 (13,8 кВ) | Г осреестр № 36697-12 | реактивная | ±0,9 | ±1,3 | ||||
| 3 | Нижнекамская | ТШЛ20Б-1 Ктт=10000/5 КТ 0,2 Госреестр № 4016-74 | ЗНОМ-15-63 Ктн=13800^3/100^3 КТ 0,5 Госреестр № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±0,8 | |
| ГЭС, Г3 (13,8 кВ) | Г осреестр № 27524-04 | реактивная | ±0,9 | ±1,3 | ||||
| 4 | Нижнекамская | ТШЛ20Б-1 Ктт=10000/5 КТ 0,2 Госреестр № 4016-74 | ЗНОМ-15-63 Ктн=13800^3/100^3 КТ 0,5 Госреестр № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±0,8 | |
| ГЭС, Г4 (13,8 кВ) | Г осреестр № 27524-04 | реактивная | ±0,9 | ±1,3 | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 5 | Нижнекамская | ТШЛ20Б-1 Ктт=10000/5 КТ 0,2 Г осреестр № 4016-74 | ЗНОМ-15-63 Ктн=13800:^3/100:^3 КТ 0,5 Госреестр № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±0,8 |
| ГЭС, Г5 (13,8 кВ) | Г осреестр № 27524-04 | реактивная | ±0,9 | ±1,3 | |||
| 6 | Нижнекамская | ТШЛ20Б-1 Ктт=10000/5 КТ 0,2 Г осреестр № 4016-74 | ЗНОМ-15-63 Ктн=13800:^3/100:^3 КТ 0,5 Госреестр № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±0,8 |
| ГЭС, Г6 (13,8 кВ) | Г осреестр № 27524-04 | реактивная | ±0,9 | ±1,3 | |||
| 7 | Нижнекамская | ТШЛ20Б-1 Ктт=10000/5 КТ 0,2 Г осреестр № 4016-74 | ЗНОМ-15-63 Ктн=13800:^3/100:^3 КТ 0,5 Госреестр № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±0,8 |
| ГЭС, Г7 (13,8 кВ) | Г осреестр № 36697-12 | реактивная | ±0,9 | ±1,3 | |||
| 8 | Нижнекамская | ТШЛ20Б-1 Ктт=10000/5 КТ 0,2 Г осреестр № 4016-74 | ЗНОМ-15-63 Ктн=13800:^3/100:^3 КТ 0,5 Госреестр № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±0,8 |
| ГЭС, Г8 (13,8 кВ) | Г осреестр № 27524-04 | реактивная | ±0,9 | ±1,3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 9 | Нижнекамская | ТШЛ20Б-1 Ктт=10000/5 КТ 0,2 Г осреестр № 4016-74 | ЗНОМ-15-63 Ктн=13800^3/100^3 КТ 0,5 Госреестр № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±0,8 |
| ГЭС, Г9 (13,8 кВ) | Г осреестр № 36697-12 | реактивная | ±0,9 | ±1,3 | |||
| 10 | Нижнекамская | ТШЛ20Б-1 Ктт=10000/5 КТ 0,2 Г осреестр № 4016-74 | ЗНОМ-15-63 Ктн=13800^3/100^3 КТ 0,5 Госреестр № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±0,8 |
| ГЭС, Г10 (13,8 кВ) | Г осреестр № 36697-12 | реактивная | ±0,9 | ±1,3 | |||
| 11 | Нижнекамская | ТШЛ20Б-1 Ктт=10000/5 КТ 0,2 Г осреестр № 4016-74 | ЗНОМ-15-63 Ктн=13800^3/100^3 КТ 0,5 Госреестр № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±0,8 |
| ГЭС, Г11 (13,8 кВ) | Г осреестр № 36697-12 | реактивная | ±0,9 | ±1,3 | |||
| 12 | Нижнекамская | ТШЛ20Б-1 Ктт=10000/5 КТ 0,2 Г осреестр № 4016-74 | ЗНОМ-15-63 Ктн=13800^3/100^3 КТ 0,5 Госреестр № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±0,8 |
| ГЭС, Г12 (13,8 кВ) | Г осреестр № 36697-12 | реактивная | ±0,9 | ±1,3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| ТШЛ20Б-1 Ктт=10000/5 | ЗНОМ-15-63 Ктн=13800^3/100^3 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-12 | активная | ±0,6 | ±0,8 | ||
| 13 | Нижнекамская | КТ 0,2 | КТ 0,5 | ||||
| ГЭС, Г13 (13,8кВ) | Госреестр № 4016-74 | Госреестр № 1593-70 | реактивная | ±0,9 | ±1,3 | ||
| 14 | Нижнекамская | ТШЛ20Б-1 Ктт=10000/5 КТ 0,2 Госреестр № 4016-74 | ЗНОМ-15-63 Ктн=13800^3/100^3 КТ 0,5 Госреестр № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±0,8 |
| ГЭС, Г14 (13,8кВ) | Г осреестр № 27524-04 | реактивная | ±0,9 | ±1,3 | |||
| ТШЛ20Б-1 Ктт=10000/5 | ЗНОМ-15-63 Ктн=13800^3/100^3 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-12 | активная | ±0,6 | ±0,8 | ||
| 15 | Нижнекамская | КТ 0,2 | КТ 0,5 | ||||
| ГЭС, Г15 (13,8 кВ) | Госреестр № 4016-74 | Госреестр № 1593-70 | реактивная | ±0,9 | ±1,3 | ||
| 16 | Нижнекамская | ТШЛ20Б-1 Ктт=10000/5 КТ 0,2 Госреестр № 4016-74 | ЗНОМ-15-63 Ктн=13800^3/100^3 КТ 0,5 Госреестр № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 | активная | ±0,6 | ±0,8 |
| ГЭС, Г16 (13,8 кВ) | Г осреестр № 36697-12 | реактивная | ±0,9 | ±1,3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 17 | Нижнекамская ГЭС, ОРУ-500 кВ, яч.5, ВЛ-500 кВ Нижнекамская ГЭС - Щёлоков | ШВ 72-800 Ктт=2000/1 КТ 0,2S Г осреестр № 47845-11 | ОТЕF 550 Ктн=500000:^3/100:^3 КТ 0,2 Госреестр № 65536-16 | (основной) СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 | активная | ±0,4 | ±0,7 |
| IМВ 72-800 Ктт=2000/1 КТ 0,2S Г осреестр № 32002-06 | (резервный) СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 27524-04 | реактивная | ±0,7 | ±1,1 | |||
| 18 | Нижнекамская ГЭС, КРУ-1-6кВ, яч.4, Ввод 121-5 секция СН КРУ-6 кВ яч.4 | ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=600/5 КТ 0,5 Г осреестр № 32139-06 | ЗНОЛП Ктн=6000^3/100^3 КТ 0,5 Госреестр № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 | активная реактивная | ±0,8 ±1,1 | ±1,0 ±1,5 |
| Нижнекамская ГЭС, КРУ-2-6кВ, | ТВЛМ-10 Ктт=600/5 | НАМИ-10 Ктн=6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 | активная | ±0,6 | ±0,8 | |
| 19 | яч.30, Ввод 121-6 секция СН | КТ 0,5 Г осреестр | КТ 0,2 Госреестр | реактивная | ±1,0 | ±1,3 | |
| КРУ-6 кВ яч.30 | № 1856-63 | № 11094-87 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 20 | Нижнекамская ГЭС, КРУ-1-6кВ, яч.23, КРУ СН 6 кВ, ТП-ШЛЮЗ | ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=300/5 КТ 0,5 Г осреестр № 32139-06 | ЗНОЛП Ктн=6000^3/100^3 КТ 0,5 Госреестр № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-12 | активная реактивная | ±0,8 ±1,1 | ±1,0 ±1,5 |
| 21 | Нижнекамская ГЭС, ОРУ-500 кВ, яч.3, ВЛ-500 кВ Нижнекамская ГЭС - ЗайГРЭС | !МВ 72-800 Ктт=2000/1 КТ 0,2S Г осреестр № 32002-06 | ОТЕF 550 Ктн=500000^3/100^3 КТ 0,2 Госреестр № 65536-16 | (основной) СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-12 | активная | ±0,4 | ±0,7 |
| (резервный) СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Госреестр № 27524-04 | реактивная | ±0,7 | ±1,1 | ||||
| 22 | Нижнекамская ГЭС, РУ СН-0,4 кВ, сек.30, яч.12, Сборка 301Н (Пост 1) | Т-0,66 Ктт=20/5 КТ 0,5 Г осреестр № 15698-96 | Отсутствует измерительный трансформатор (электросчетчик прямого включения) | СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-12 | активная реактивная | ±0,5 ±0,9 | ±0,7 ±1,2 |
| 23 | Нижнекамская ГЭС, РУ СН-0,4 кВ, сек.40, яч.13, Сборка 406Н (Пост 2) | Т-0,66 Ктт=20/5 КТ 0,5 Г осреестр № 15698-96 | Отсутствует измерительный трансформатор (электросчетчик прямого включения) | СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-12 | активная реактивная | ±0,5 ±0,9 | ±0,7 ±1,2 |
| Таблица 3 - Технические характеристики АИИС | КУЭ |
| Наименование характеристики | Обозначение |
| Количество ИК | 23 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от Uном | от 98 до 102 |
| ток, % от !ном | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности | 1 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25) |
| Пределы допускаемой абсолютной | |
| погрешности хода часов АИИС КУЭ, с/сут. | ±5 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от Uном | от 90 до 110 |
| ток, % от !ном | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности: | |
| cos9 | от 0,5 до 1,0 |
| БШф | от 0,5 до 0,87 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды: | |
| для ТТ и ТН, °С | от -40 до +50 |
| в месте расположения счетчиков, °С | от -40 до +60 |
| сервера, °С | от +10 до +40 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ | |
| компонентов: | |
| счетчики: | |
| среднее время наработки на отказ, ч. | |
| среднее время восстановления | |
| работоспособности, сут. | 165000 |
| сервер: | 3 |
| среднее время наработки на отказ, ч. | |
| среднее время восстановления | 100000 |
| работоспособности, ч. | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| счетчики: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки | |
| в двух направлениях, сут. | |
| при отключении питания, лет. | 45 |
| сервер: | 10 |
| хранение результатов измерений | |
| и информации состояний средств измерений, | |
| лет | 3,5 |
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. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики по ГОСТ 31819.22 - 2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23 - 2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и устройства синхронизации системного времени на аналогичные утвержденных типов с метрологическими
6. характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядком.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСВ, сервере, АРМ;
организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала; защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий: фактов параметрирования счетчика; фактов пропадания напряжения; фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о результатах измерений (функция автоматизированна).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Тип | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТШЛ20Б-1 | 48 |
| Трансформаторы тока измерительные | ШВ 72-800 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 6 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТВЛМ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-15-63 | 48 |
| Трансформаторы напряжения | ОТЕF 550 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 1 |
| Счётчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 9 |
| Счётчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 12 |
| Счётчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.16 | 2 |
| Счётчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 2 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| 1 | 2 | 3 |
| Комплексы информационно-вычислительные | ИКМ - Пирамида | 1 |
| Программное обеспечение | Пирамида 2000 | 1 |
| Методика поверки | 85138332.711212.058 МП | 1 |
| Формуляр | 85138332.711212.058 ФО | 1 |
| Руководство по эксплуатации | 85138332.711212.058 РЭ | 1 |
осуществляется по документу 85138332.711212.058 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) (АИИС КУЭ) филиала АО «Татэнерго» - Нижнекамская ГЭС. Методика поверки», утвержденному ФБУ «ЦСМ Татарстан» 28.12.2017 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по Методике измерений падения напряжения во вторичной цепи измерительного трансформатора напряжения прибором «Энерготестер ПКЭ-А» в условиях эксплуатации;
- радиочасы МИР РЧ-02 (рег. № 46656-11);
- термометр по ГОСТ 28498;
- прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 63505-13);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ-А (рег. № 22029-05).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
приведены в документе 85138332.711212.058 МИ «Методика (методы) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) (АИИС КУЭ) филиала АО «Татэнерго» - Нижнекамская ГЭС».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) (АИИС КУЭ) филиала АО «Татэнерго» - Нижнекамская ГЭС
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ 31818.11-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии ГОСТ 31819.21-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2 ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S
| Зарегистрировано поверок | 16 |
| Поверителей | 3 |
| Актуальность данных | 06.11.2024 |
