Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мордовская энергосбытовая компания"
| Номер в ГРСИ РФ: | 58486-14 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир |
| 58486-14: Описание типа СИ | Скачать | 134 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мордовская энергосбытовая компания» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 58486-14 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мордовская энергосбытовая компания" |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2014 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 1377 п. 63 от 25.09.2014 |
Производитель / Заявитель
ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 58486-14 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 58486-14: Описание типа СИ | Скачать | 134 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мордовская энергосбытовая компания» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ТОК-С (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ЦСОИ ОАО «Мордовэнерго» и ЦСОИ ОАО «Мордовская энергосбытовая компания».
ЦСОИ ОАО «Мордовэнерго» включает в себя сервер сбора данных ОАО «Мордовэнерго», устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УССВ-35 HVS, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
ЦСОИ ОАО «Мордовская энергосбытовая компания» включает в себя сервер сбора данных ОАО «Мордовская энергосбытовая компания», устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1495), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для ИК № 1, 2 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД ТОК-С, 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.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-232 поступает на GSM-модем, далее по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в ЦСОИ ОАО «Мордовэнерго», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Из ЦСОИ ОАО «Мордовэнерго» данные по сети Internet передаются в ЦСОИ ОАО «Мордовская энергосбытовая компания», где импортируются в базу данных и передаются в организации -участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
Передача информации по группам точек поставки в ПАК ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-1. УСВ-1 синхронизирует собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-1. Предел допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более 0,5 с. Сервер сбора данных ОАО «Мордовская энергосбытовая компания» периодически (1 раз в 1 час) сравнивает своё системное время с УСВ-1, корректировка часов сервера сбора данных осуществляется независимо от наличия расхождения.
УССВ-35 HVS синхронизирует часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, с ошибкой ± 1 мкс. Вне зависимости от наличия расхождения сервер сбора данных ОАО «Мордовэнерго» производит синхронизацию собственного системного времени с УССВ.
Во время сеанса связи (4 раза в сутки) сервера сбора данных ОАО «Мордовэнерго» с УСПД ТОК-С осуществляется сравнение и синхронизация системного времени.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД ТОК-С производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при обнаружении расхождения показаний часов счетчиков и УСПД ТОК-С (или ИВК для ИК № 3-12), но не чаще 1 раза в сутки.
Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО 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 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
3 |
e55712d0b1b219065 d63da949114dae4 |
MD5 |
|
Модуль расчета небаланса энергии/мощности |
CalcLeakage.dll |
3 |
b1959ff70be1eb17c8 3f7b0f6d4a132f |
MD5 |
|
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
3 |
d79874d10fc2b156a 0fdc27e1ca480ac |
MD5 |
|
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
3 |
52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
3 |
6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
3 |
48e73a9283d1e6649 4521f63d00b0d9f |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseMod-bus.dll |
3 |
c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePira-mida.dll |
3 |
ecf532935ca1a3fd32 15049af1fd979f |
MD5 |
Окончание таблицы 1
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации |
SynchroNSI.dll |
3 |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
MD5 |
|
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
3 |
1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75 |
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».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 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 счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | |||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
ИВКЭ | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ПС Березники 110/35/10 кВ, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 9 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 8132 Зав. № 7827 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 791 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0603110254 |
ТОК-С Зав. № 8168 |
активная реактивная |
|
2 |
ПС Березники 110/35/10 кВ, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 16 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 6719 Зав. № 5070 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 782 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 08072755 |
активная реактивная | |
|
3 |
ПС «Пичеуры» 35/10 кВ, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. № 2 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 53647 Зав. № 23289 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 829 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 08072736 |
— |
активная реактивная |
|
4 |
ПС «Пичеуры» 35/10 кВ, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. № 10 |
ТОЛ 10-1 Кл.т. 0,5 75/5 Зав. № 6871 Зав. № 1041 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 5088 |
СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 04070319 |
— |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
5 |
ПС 110/35/10 «Бедно-демьяновск» ОРУ-35 кВ 1 СШ яч. 1 ВЛ-35 кВ «Веднодемьяновск-Ачадово» |
ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 38310 Зав. № 14613 |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 1149718 Зав. № 1149720 Зав. № 1134562 |
EA05RAL-P3C-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01013382 |
— |
активная реактивная |
|
6 |
ПС Ардатов 110/35/10 2 СШ ОРУ-110 кВ ВЛ-110 кВ «Ардатов - Хмельмаш» |
ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 51682 Зав. № 62160 Зав. № 51722 |
НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 51298 Зав. № 51128 Зав. № 49310 |
EA05RAL-P3S-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01013371 |
— |
активная реактивная |
|
7 |
ПС Теньгушево 110/35/10 кВ 2 СШ ВЛ-110 кВ «Новосельская - Теньгушево» |
ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 51824 Зав. № 59991 Зав. № 353 |
НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 32956 Зав. № 32914 Зав. № 32982 |
EA05RAL-P2C-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01083312 |
— |
активная реактивная |
|
8 |
ПС 110/6 кВ Первомайск; ВЛ-110 кВ «Первомайск -Ельники» |
ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 42474 Зав. № 42479 ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 5758 |
НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 24143 Зав. № 23884 НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 5686 |
EA05RAL-P2C-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01082657 |
— |
активная реактивная |
Окончание таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
9 |
ПС 110/6 кВ Первомайск; ВЛ-110 кВ «Первомайск -Темников» |
ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 58060 Зав. № 58067 Зав. № 58064 |
НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 24143 Зав. № 23884 НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 5686 |
EA05RAL-P2C-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01082656 |
— |
активная реактивная |
|
10 |
ПС 110/6 кВ Первомайск; ОМВ-110 кВ |
ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 25224 Зав. № 25266 Зав. № 25260 |
НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 1101317 Зав. № 24149 Зав. № 24146 |
EA05RAL-P2C-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01082660 |
— |
активная реактивная |
|
11 |
ПС 110/35/10 кВ Починки; ВЛ-110 кВ «Починки - Ичалки» |
ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 1003 Зав. № 6154 Зав. № 6159 |
НКФ-110-57 Кл.т. 1 110000:^3/100:^3 Зав. № 762054 Зав. № 762052 Зав. № 702049 |
EA05RAL-P3C-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01083321 |
— |
активная реактивная |
|
12 |
ПС 35/10 кВ Б. Болдино; ВЛ-35 кВ «Б. Болдино - Б. Игнатово» |
ТФНД-35М Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 8754 Зав. № 8747 |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 1273443 Зав. № 1410296 Зав. № 1134934 |
EA05RALX-P1C-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01032152 |
— |
активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
Основная погрешность, (± а), % |
Погрешность в рабочих условиях, ( ± 5 ), % | ||||||
|
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
|
1 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5 S) |
Ihi<Ii<1,2Ihi |
1,1 |
1,2 |
2,0 |
1,7 |
1,9 |
2,5 |
|
0,21н1<11<1н1 |
1,4 |
1,6 |
2,8 |
1,9 |
2,2 |
3,2 | |
|
0,051н1<11<0,21н1 |
2,5 |
2,9 |
5,4 |
2,8 |
3,2 |
5,6 | |
|
2,3 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5 S) |
1н1<11<1,21н1 |
1,1 |
1,2 |
2,0 |
1,7 |
1,9 |
2,5 |
|
0,21н1<11<1н1 |
1,4 |
1,6 |
2,8 |
1,9 |
2,2 |
3,2 | |
|
0,11н1<11<0,21н1 |
2,3 |
2,9 |
5,4 |
2,6 |
3,2 |
5,6 | |
|
0,051н1<11<0,11н1 |
2,5 |
3,0 |
5,4 |
2,8 |
3,3 |
5,6 | |
|
4-10, 12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5 S) |
1н1<11<1,21н1 |
1,3 |
1,4 |
2,3 |
1,8 |
2,0 |
2,7 |
|
0,21н1<11<1н1 |
1,5 |
1,7 |
3,0 |
2,0 |
2,3 |
3,3 | |
|
0,11н1<11<0,21н1 |
2,4 |
2,9 |
5,5 |
2,7 |
3,3 |
5,7 | |
|
0,051н1<11<0,11н1 |
2,6 |
3,1 |
5,6 |
2,9 |
3,4 |
5,7 | |
|
11 (ТТ 0,5; ТН 1; Сч 0,5S) |
1н1<11<1,21н1 |
1,7 |
1,9 |
3,2 |
2,1 |
2,4 |
3,5 |
|
0,21н1<11<1н1 |
1,9 |
2,2 |
3,7 |
2,3 |
2,6 |
4,0 | |
|
0,11н1<11<0,21н1 |
2,6 |
3,2 |
5,9 |
2,9 |
3,5 |
6,1 | |
|
0,051н1<11<0,11н1 |
2,8 |
3,3 |
6,0 |
3,1 |
3,6 |
6,1 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
Основная погрешность, (± 5), % |
Погрешность в рабочих условиях, ( ± 5 ), % | ||||||
|
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 1,0) |
1н1<11<1,21н1 |
2,5 |
1,9 |
1,5 |
4,0 |
3,7 |
3,5 |
|
0,21н1<11<1н1 |
3,4 |
2,5 |
1,7 |
4,6 |
4,0 |
3,6 | |
|
0,051н1<11<0,21н1 |
6,3 |
4,5 |
2,7 |
7,1 |
5,5 |
4,1 | |
|
2,3 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5) |
1н1<11<1,21н1 |
2,2 |
1,6 |
1,1 |
2,4 |
1,8 |
1,3 |
|
0,21н1<11<1н1 |
3,2 |
2,3 |
1,4 |
3,4 |
2,4 |
1,6 | |
|
0,11н1<11<0,21н1 |
6,2 |
4,3 |
2,4 |
6,4 |
4,4 |
2,6 | |
|
0,051н1<11<0,11н1 |
6,2 |
4,3 |
2,5 |
6,5 |
4,5 |
2,7 | |
|
4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) |
1н1<11<1,21н1 |
2,7 |
2,0 |
1,4 |
2,4 |
2,0 |
1,4 |
|
0,21н1<11<1н1 |
3,6 |
2,5 |
1,7 |
3,1 |
2,6 |
1,7 | |
|
0,11н1<11<0,21н1 |
6,5 |
4,5 |
2,7 | ||||
|
0,051н1<11<0,11н1 |
6,6 |
4,6 |
2,8 |
5,6 |
4,6 |
2,8 | |
|
5-10, 12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) |
1н1<11<1,21н1 |
2,6 |
2,1 |
1,6 |
3,1 |
2,6 |
2,1 |
|
0,21н1<11<1н1 |
3,5 |
2,7 |
1,8 |
4,1 |
3,1 |
2,3 | |
|
0,11н1<11<0,21н1 |
6,4 |
4,3 |
2,5 |
6,9 |
4,9 |
3,2 | |
|
0,051н1<11<0,11н1 |
6,4 |
4,7 |
2,9 |
7,3 |
5,3 |
3,6 | |
Окончание таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
11 |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
3,6 |
2,8 |
2,0 |
4,0 |
3,1 |
2,4 |
|
0,2Ih1<I1<Ih1 |
4,3 |
3,2 |
2,2 |
4,8 |
3,6 |
2,6 | |
|
(ТТ 0,5; ТН 1; |
0,1Ih1<I1<0,2Ih1 |
6,8 |
4,7 |
2,8 |
7,3 |
5,2 |
3,4 |
|
Сч 1,0) |
0,05Ih1<I1<0,1Ih1 |
6,8 |
5,0 |
3,1 |
7,7 |
5,6 |
3,7 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интерва
ла, соответствующие вероятности 0,95.
3 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Uhom; диапазон силы тока
(0,01 - 1,2) Ihom; частота (50+0,15) Гц; коэффициент мощности cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
- ТТ и ТН от минус 40 °С до плюс 35 °С;
- счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;
- УСПД от плюс 15 °С до плюс 25 °С;
- ИВК от плюс 10 °С до плюс 25 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4 Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) UH1; диапазон
силы первичного тока (0,01 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9 (зшф) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 + 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 °C до плюс 40 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон
силы вторичного тока (0,01 - 1,2) Ih2; коэффициент мощности cos9 (зшф) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 + 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха: от минус 40 °C до плюс 55 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
5 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 °С до плюс 30 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счётчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на от
каз не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ
не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- счётчик электрической энергии ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ
не менее Т = 50 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- устройство сбора и передачи данных ТОК-С - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 1 ч;
- устройство синхронизации времени УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не
менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер IBM xSeries 345/2 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
- сервер HP Proliant DL360 G5 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 256 554 часов, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания серверов и УСПД с помощью источ
ника 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;
- серверов;
- УСПД.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
- электросчетчика;
- сервера;
- УСПД.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик ЕвроАЛЬФА - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух на
правлениях (4 канала) 74 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- электросчетчик ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.02 - тридцатиминутный профиль на
грузки в двух направлениях 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления
(выработки) по каждому каналу - 40 суток; при отключении питания - не менее 3 лет;
- сервер IBM xSeries 345/2 - хранение результатов измерений, состояний средств
измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована);
- сервер HP Proliant DL360 G5 - 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 «Мордовская энергосбытовая компания» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
№ Г осреестра |
Количество, шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
2473-69 |
4 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТВЛМ-10 |
1856-63 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ 10-I |
15128-03 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-35А-У1 |
3690-73 |
2 |
|
Трансформаторы тока климатического исполнения VI, ХЛ1 |
ТФЗМ-110Б-1У1 |
2793-88 |
11 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТФНД-110М ТФЗМ-110Б-1У1 |
2793-71 |
7 |
|
Трансформаторы тока |
ТФНД-35М |
3689-73 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
11094-87 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения антирезо-нансные трехфазные |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
20186-00 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
912-70 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ110-83У1 |
1188-84 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
14205-94 |
5 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110 |
26452-04 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 |
1188-58 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05М |
36355-07 |
1 |
|
Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.02 |
20175-01 |
3 |
|
Счетчики электроэнергии многофункциональные |
ЕвроАЛЬФА |
16666-97 |
8 |
|
Устройства сбора и передачи данных |
ТОК-С |
13923-09 |
1 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-1 |
28716-05 |
1 |
|
Методика поверки |
- |
- |
1 |
|
Формуляр |
- |
- |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 58486-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мордовская энергосбытовая компания». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в августе 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато
ры тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс
форматоры напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без от
ключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки
ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20 ноября 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с документом «Счетчики активной и ре
активной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководству по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087РЭ1», согласованным с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 08 января 2004 г.;
- счетчиков ЕвроАЛЬФА - в соответствии с документом Методика поверки «Мно
гофункциональный микропроцессорный счетчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА)», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 1998 г.;
- устройств сбора и передачи данных ТОК-С - в соответствии с разделом «Указа
ния по поверке» документа «Устройство сбора данных «ТОК-С». Инструкция по эксплуатации. АМР1.00.00 ИЭ», согласованным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 1994г.;
- устройства синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с документом «Уст
ройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15 декабря 2004 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис
темы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи
ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от
минус 20 °С до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 % до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электрической энергии ОАО «Мордовская энергосбытовая компания» для оптового рынка электрической энергии (АИИС КУЭ ОАО «Мордовская энергосбытовая компания»)», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.
Смотрите также
