Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Темрюк (НЭСК для ГТП "Темрюк")
| Номер в ГРСИ РФ: | 54858-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "ЭнергоПромСервис", г.Екатеринбург |
| 54858-13: Описание типа СИ | Скачать | 143.1 КБ |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 54858-13 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Темрюк (НЭСК для ГТП "Темрюк") |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2013 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 1086 п. 90 от 10.09.2013 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "ЭнергоПромСервис", г.Екатеринбург
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 54858-13 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 12 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 12 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 12.05.2024 |
Поверители
Скачать
| 54858-13: Описание типа СИ | Скачать | 143.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Темрюк (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Темрюк») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее -ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 и 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 таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных на базе СИКОН С70 (Зав.№ 01498, Зав.№ 05399, Зав.№ 01480) (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав.№ 703, Зав.№ 643, Зав.№ 648) и программное обеспечение (далее - ПО).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Темрюк» и ЦСОД ОАО «НЭСК».
ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Темрюк» включает в себя сервер опроса ИВКЭ и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1038), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
ЦСОД ОАО «НЭСК» включает в себя серверы для организации и обслуживания локальной вычислительной сети предприятия, в том числе сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
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
Всего листов 13 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.
Для измерительных каналов (далее - ИК) №3 и №11-20 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД: для измерительных каналов (далее - ИК) № 3, 11 на входы УСПД СИКОН С70 (Зав. № 01498), для ИК № 12-16 на входы УСПД СИКОН С70 (Зав. № 05399), для ИК № 17-20 на входы УСПД СИКОН С70 (Зав. № 01480), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее, по запросу ИВК, УСПД передают запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Темрюк», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Из сервера базы данных ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Темрюк», информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в Центр сбора и обработки данных ОАО «НЭСК» (ЦСОД ОАО «НЭСК»).
Передача информации в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ) созданную на основе устройств синхронизации времени УСВ-1, подключенных к УСПД и серверам ИВК. В состав устройства синхронизации времени УСВ-1 входит приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Ход часов УСВ-1 не более ±0,5 с. Сервер опроса ИВКЭ, установленный в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Темрюк», периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Время часов УСПД синхронизировано со временем УСВ-1, сличение ежеминутное, погрешность синхронизации не более ±0,1 с. Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД (или ИВК для ИК №1, 2, 4-10, 21-26) производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД (или ИВК для ИК №1, 2, 4-10, 21-26) ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Темрюк (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Темрюк») используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК 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 - Метрологические значимые модули 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 |
|
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
3 |
e55712d0b1b21 9065d63da9491 14dae4 |
MD5 |
|
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности |
CalcLeakage.dll |
3 |
b1959ff70be1eb 17c83f7b0f6d4a 132f |
MD5 |
|
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
3 |
d79874d10fc2b 156a0fdc27e1ca 480ac |
MD5 |
|
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
3 |
52e28d7b60879 9bb3ccea41b54 8d2c83 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
3 |
6f557f885b737 261328cd77805 bd1ba7 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
3 |
48e73a9283d1e 66494521f63d0 0b0d9f |
MD5 |
|
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентиф икатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseModbus.dll |
3 |
c391d64271acf 4055bb2a4d3fe 1f8f48 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePiramida.dll |
3 |
ecf532935ca1a3 fd3215049af1fd 979f |
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».
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики___________________________________________________________________
|
Номер точки изме Рений |
Номер точки измерений на од-ноли-ней-ной схеме |
Наименование точки измерений |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические хар-ки ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК (ИВКЭ) |
Основная погрешность, % |
Погреш ность в рабочих условиях, % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
ПС 110/6 кВ "Курчанская" | |||||||||
|
1 |
13 |
ТП-КУ11-114п |
ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 07073646 Зав. № 07073645 Зав. № 07073647 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110060234 |
HP Proliant DL380 G4 Зав. № GB640P71 WV |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,2 ±5,2 |
|
2 |
14 |
ТП-КУ11-734п |
ТОП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 8083458 Зав. № 8083454 Зав. № 8083449 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0101073145 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,2 ±5,2 | |
|
3 |
15 |
ТП-КУ11-144п |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 088238 Зав. № 088237 Зав. № 088236 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110066047 |
СИКОН С70 Зав. № 01498 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,2 ±5,2 |
|
ПС 110/35/10 кВ "Темрюк" | |||||||||
|
4 |
22 |
ТП-Т8-20п |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 0717 Зав. № 0618 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1535 |
СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062082 |
HP Proliant DL380 G4 Зав. № GB640P71 WV |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,3 ±5,3 |
|
5 |
23 |
ТП-Т8-781п |
ТОП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 8030293 Зав. № 8030302 Зав. № 8030348 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110060215 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,2 ±5,2 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
6 |
20 |
ТП-Т8-691п |
ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 8174239 Зав. № 8174252 Зав. № 8174874 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 03050916 |
HP Proliant DL380 G4 Зав. № GB640P 71WV |
Активная Реактивная |
±1,1 ±2,1 |
±3,3 ±6,6 |
|
7 |
24 |
ТП-Т8-939п |
ТПЛ-10-М-1 У2 Кл.т. 0,5S 50/5 Зав. № 4894 Зав. № 4893 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 0630 |
СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110061134 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,4 ±6,7 | |
|
8 |
25 |
ТП-Т10-2п (92) |
ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 8185083 Зав. № 8185092 Зав. № 8185090 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 04050496 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,2 ±5,2 | |
|
9 |
17 |
ТП-Т12- 862п |
ТОП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 8083501 Зав. № 8083494 Зав. № 8083504 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110068159 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,2 ±5,2 | |
|
10 |
18 |
ТП-Т12- 876п |
ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 8165309 Зав. № 8165314 Зав. № 8165324 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110060222 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,2 ±5,2 | |
|
11 |
19 |
ТП-Т12-143п |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 114240 Зав. № 114241 Зав. № 114242 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110068100 |
СИКОН С70 Зав. № 01498 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,2 ±5,2 |
|
12 |
1 |
Т-3 |
ТЛМ-10-2 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 281 Зав. № 5089 |
НАМИ Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 1912 |
СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0120070729 |
СИКОН С70 Зав. № 05399 |
Активная Реактивная |
±1,1 ±2,5 |
±3,2 ±5,3 |
|
13 |
3 |
Т-5 |
ТЛМ-10-2 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 5660 Зав. № 8253 |
СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110065170 |
Активная Реактивная |
±1,1 ±2,5 |
±3,2 ±5,3 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
14 |
4 |
Т-7 |
ТЛМ-10-2 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 9333 Зав. № 5661 |
НАМИ Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 1912 |
СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110065163 |
СИКОН С70 Зав. № 05399 |
Активная Реактивная |
±1,1 ±2,5 |
±3,2 ±5,3 |
|
15 |
7 |
Консервный завод |
ТФЗМ-35М Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 32584 ТФН-35М Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 21694 |
ЗНОМ-35-65-У1 Кл.т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 1121928 Зав. № 1192350 Зав. № 1186039 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0803103551 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,3 ±5,7 | |
|
16 |
5 |
ОСШ 10кВ |
ТЛМ-10-1 У3 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 1908 Зав. № 2865 |
НАМИ-10-У2 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 1743 |
СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110061156 |
Активная Реактивная |
±1,1 ±2,5 |
±3,2 ±5,3 | |
|
ПС 35/10 кВ "Рыбзавод" | |||||||||
|
17 |
8 |
РЗ-1 |
ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5 75/5 Зав. № 16549 Зав. № 16398 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 3999 |
СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110063155 |
СИКОН С70 Зав. № 01480 |
Активная Реактивная |
±1,1 ±2,5 |
±3,2 ±5,3 |
|
18 |
9 |
РЗ-3 |
ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 619 Зав. № 616 |
СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110063150 |
Активная Реактивная |
±1,1 ±2,5 |
±3,2 ±5,3 | ||
|
19 |
10 |
РЗ-5 |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 63479 Зав. № 86234 |
СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110063013 |
Активная Реактивная |
±1,1 ±2,5 |
±3,2 ±5,3 | ||
|
20 |
11 |
РЗ-7 |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 75/5 Зав. № 13394 Зав. № 03944 |
СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110063078 |
Активная Реактивная |
±1,1 ±2,5 |
±3,2 ±5,3 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
21 |
33 |
РЗ-309 |
ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 8185097 Зав. № 8185096 Зав. № 8185073 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110068150 |
HP Proliant DL380 G4 Зав. № GB640P 71WV |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,2 ±5,2 |
|
22 |
34 |
РЗ-310 |
ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 8185089 Зав. № 8185076 Зав. № 8185077 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110068044 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,2 ±5,2 | |
|
ПС 110/35/10 кВ "Темрюк" | |||||||||
|
23 |
28 |
ТП-Т10-871 (94) |
ТОП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 8003033 Зав. № 8003080 Зав. № 8003082 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0108073299 |
HP Proliant DL380 G4 Зав. № GB640P 71WV |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,2 ±5,2 |
|
24 |
29 |
ТП-Т10-10п (39) |
ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 8154188 Зав. № 8179927 Зав. № 8179935 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0108073374 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,2 ±5,2 | |
|
25 |
36 |
ТП-Т12-1п (63) |
ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 9025096 Зав. № 9024517 Зав. № 9025099 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0108073338 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,2 ±5,2 | |
|
26 |
38 |
ТП-Т12-1п (62) |
ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 600/5 Зав. № 8113899 Зав. № 8114973 Зав. № 8113897 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110061055 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,2 ±5,2 | |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;
4. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,95 ± 1,05) Uh; ток (1,0 ^ 1,2) 1н; cos9 = 0,9инд.;
- температура окружающей среды: (20±5) °С;
5. Рабочие условия эксплуатации:
- параметры сети для ИК: напряжение - (0,98 ^ 1,02) ином; ток - (1 ±- 1,2) 1ном; частота - (50±0,15) Гц; cosф=0,9инд;
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ^ 1,1) Uh1; диапазон силы первичного тока - (0,02 ^ 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosф(sinф) 0.5 ^ 1,0 (0,87 ^ 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- допускаемая температура окружающего воздуха для трансформаторов от минус 40 °С до + 50°С; для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
6. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 15°С до + 35°С;
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии;
8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД и УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
9. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД «СИКОН С70» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 113 060 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
- 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 счётчика:
• параметрирования;
• пропадания напряжения;
• коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
• параметрирования;
• пропадания напряжения;
• коррекции времени в счетчике и УСПД;
• пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
• электросчётчика;
• промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
• испытательной коробки;
• УСПД;
• сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:
• электросчетчика;
• УСПД;
• сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
- сервер - 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) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Темрюк (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Темрюк») типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-
щие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
№ Госреестра |
Количество |
|
Трансформаторы тока типа ТОП-0,66 |
15174-06 |
15 |
|
Трансформаторы тока типа ТШП-0,66 |
37610-08 |
6 |
|
Трансформаторы тока типа ТШП-0,66 У3 |
15173-06 |
24 |
|
Трансформаторы тока типа ТПЛ-10-М |
22192-07 |
2 |
|
Трансформаторы тока типа ТЛМ-10 |
2473-69 |
10 |
|
Трансформаторы тока типа ТФЗМ-35М |
3689-73 |
1 |
|
Трансформаторы тока типа ТФН-35М |
3690-73 |
1 |
|
Трансформаторы тока типа ТОЛ-10-1 |
15128-03 |
4 |
|
Трансформаторы тока типа ТПЛМ-10 |
2363-68 |
4 |
|
Трансформатор напряжения типа НАМИТ-10-2 |
16687-07 |
2 |
|
Трансформатор напряжения типа НАМИ-10 |
11094-87 |
2 |
|
Трансформатор напряжения типа ЗНОМ-35-65-У1 |
912-70 |
3 |
|
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
25 |
|
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М |
36697-08 |
1 |
|
Устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 |
28822-05 |
3 |
|
Устройство синхронизации времени УСВ-1 |
28716-05 |
4 |
|
Методика поверки |
_ |
1 |
|
Формуляр |
_ |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
_ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 54858-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Темрюк (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Темрюк»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июне 2013 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
• счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ;
• счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;
• устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 - по документу «Кон
троллеры сетевые индустриальные СИКОН 70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1»;
• УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика
поверки ВЛСТ 221.00.000МП»;
• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Темрюк (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Темрюк»), аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-208 от 02.06.2008 г., 105122, Москва, Щёлковское шоссе, 9.
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.
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
