Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "Электросети"
Номер в ГРСИ РФ: | 60643-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "Энергометрология", г.Москва |
60643-15: Описание типа СИ | Скачать | 124.2 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Электросети» - (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 60643-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "Электросети" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Энергометрология", г.Москва
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 2 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
60643-15: Описание типа СИ | Скачать | 124.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Электросети» - (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
• измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,
• периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому
к алендарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
• автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
• передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);
• предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
• обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
• диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
• ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
1-ый уровень системы - информационно-измерительный комплекс (ИИК) состоит из измерительных трансформаторов тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746 - 2001, измерительных трансформаторов напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии CE303 S31 503-JAYVZ(12) и CE303 S31 543-JAYVZ(12) класса точности (КТ) 0,5S/0,5 в ГР № 33446-06 и CE102M R5 145-A класса точности (КТ) 0,5S/0,5 в ГР № 46788-11 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии . В режиме измерения реактивной электроэнергии в виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 по каждому присоединению (измерительному каналу), указанных в таблице 2 (31 точка измерения).
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) состоит из контроллеров типа Сикон С120 в ГР №40489-09, технических средств приема-передачи данных, каналов связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из сервера базы данных HP ProLiant ML310e Gen8 v.2, с установленным ПО «Пирамида 2000», устройства синхронизации времени УСВ-2 (ГР№ №41681-10), принимающего сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования GPS, коммуникаторов, автоматизированного рабочего места (АРМ) HP Pro 3500 MT, а также совокупности аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются 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. Цифровой сигнал с выходов счетчиков (ИК№1-12,15,16,22-27) при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы контроллера (где производится хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к контроллерам устройствам. Цифровой сигнал с выходов счетчиков (ИК№13,14,17-21,28-31) при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на верхний уровень системы.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Данные об энергопотреблении с контроллеров поступают на сервер БД.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройства синхронизации времени УСВ-2, принимающие сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования GPS и Глонасс. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Время на сервере ИВК синхронизируется со временем УСВ-2 каждый час и корректируется при расхождении времени на ± 2 с. Время счетчиков (ИК№13,14,17-21,28-31) корректируется сервером ИВК ежедневно при расхождении времени на ± 2с. Время в контроллере синхронизировано с временем УСВ-2, сличение каждые 5 минут, погрешность синхронизации не более ±1 с. Контроллер осуществляет коррекцию времени счетчиков (ИК№1-12,15,16,22-27) каждый сеанс связи, корректировка осуществляется при расхождении времени на ± 2 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
Передача информации в организации - участникам оптового и розничного рынков электроэнергии осуществляется с сервера по основному и резервному каналам связи.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ООО «Электросети» установлено программное обеспечение (ПО)- «Пирамида 2000».
Идентификационные данные (признаки) приведены в таблице№1.
аблица№1
Наименование ПО |
Идентификационн ое наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификато ра ПО |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
1.0 |
e55712d0b1b219065 d63da949114dae4 |
MD5 |
Модуль расчета небаланса э нергии/мощности |
CalcLeakage.dll |
1.0 |
b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f |
MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
1.0 |
d79874d10fc2b156a 0fdc27e1ca480ac |
MD5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
1.0 |
52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83 |
MD5 |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации |
SynchroNSI.dll |
1.0 |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений по Р 50.2.077-2014- высокий.
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на П АИИС КУЭ и измерительную информацию.
На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов, и напряжений считанных из измерительных каналов счётчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность). Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа - паролем и опломбированием сервера.
Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты ( разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений.
Технические характеристики
Перечень компонентов, входящих в измерительный канал АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений представлен в таблице № 2
Таблица№2
Номер канала |
Наименование присоединения |
Состав измерительного канала |
УСПД |
Вид эл.энергии |
Пределы допускаемой относительной погрешности ±(%) |
Пределы допускаемой относительной погрешности в рабочих услоиях 1 /п / \ | ||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик | ||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
РП-1; яч. 5; 10 кВ |
ТПОЛ-10 400/5,КТ 0,5 Зав. № 22079 Зав. № 22081 |
НТМИ-10 10000/100, КТ0,5, Зав. № 811 |
CE303 S31 503- JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000225 |
Сикон С120 ,Зав. № 1302 |
А Р |
1,3 1,9 |
3,0 4,5 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
2 |
РП-1; яч. 16; 10 кВ |
ТПОЛ-10 600/5, КТ 0,5 Зав. № 5332 Зав. № 5037 |
НТМИ-10 10000/100, КТ 0,5 Зав. № 3010 |
CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985080000050 |
Сикон С120 ,Зав. № 1302 |
А Р |
1,3 1,9 |
3,0 4,5 |
3 |
РП-2; яч. 2; 10 кВ |
ТПФМ-10 400/5, КТ 0,5 Зав. № 69172 Зав. № 69181 |
НТМИ-10 10000/100,КТ 0,5 Зав. № 606586 |
CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000222 |
Сикон С120,Зав. № 1301 |
1,3 1,9 |
3,0 4,5 | |
4 |
РП-2; яч. 9; 10 кВ |
ТПФМ-10 400/5, КТ 0,5 Зав. № 71068 Зав. №69788 |
НТМИ-10 10000/100, КТ 0,5 Зав. № 863 |
CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000182 |
1,3 1,9 |
3,0 4,5 | ||
5 |
РП-2; яч. 14; 10 кВ |
ТПОЛ-10 600/5, КТ 0,5 Зав. № 21970 Зав. № 21944 |
НТМИ-10 10000/100, КТ 0,5 Зав. № 7387 |
CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985080000032 |
1,3 1,9 |
3,0 4,5 | ||
6 |
ГПП-701; яч. 23; 10 кВ |
ТПОЛ-10 1000/5, КТ 0,5 Зав. № 20138 Зав. № 20005 |
НТМИ-10 10000/100, КТ0,5 Зав. № 1301 |
CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000165 |
Сикон С120,Зав. № 1304 |
1,3 1,9 |
3,0 4,5 | |
7 |
ГПП-701; яч. 9; 10 кВ |
ТПОЛ-10 1000/5,КТ 0,5 Зав. № 20125 Зав. № 8314 |
НТМИ-10 10000/100, КТ 0,5 Зав. № 1281 |
CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985080000048 |
1,3 1,9 |
3,0 4,5 | ||
8 |
ГПП-701; яч.11; 0,4 кВ |
ТТИ-А 150/5, КТ 0,5 Зав. № 111826 Зав. № 111835 |
- |
CE303 S31 543-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8984082000943 |
1,1 1,5 |
2,9 4,3 | ||
9 |
ГПП-702; яч. 5; 10 кВ |
ТПШЛ-10 2000/5, КТ 0,5 Зав. № 048 Зав. № 5250 |
НТМИ-10 10000/100, КТ0,5 Зав. № 3474 |
CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000227 |
Сикон С120, Зав. № 1299 |
1,3 1,9 |
3,0 4,5 | |
10 |
ГПП-702; яч. 27; 10 кВ |
ТПШЛ-10 2000/5, КТ 0,5 Зав. № 5263 Зав. № 049 |
НТМИ-10-66У3 10000/100, КТ0,5 Зав. № 8467 |
CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000282 |
1,3 1,9 |
3,0 4,5 |
11 |
ГПП-702; панель 7; 0,4 кВ |
ТТИ-А 200/5, КТ 0,5 Зав. № 823975 Зав. № 923977 Зав. № 923886 |
- |
CE303 S31 543-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8984082000919 |
1,1 1,5 |
2,9 4,3 | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
12 |
ГПП-702; панель 9; 0,4 кВ |
ТТИ-А 150/5, КТ 0,5 Зав. № 114462 Зав. № 114660 Зав. №114461 |
- |
CE303 S31 543-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8984082000933 |
Сикон С120 Зав. № 1299 |
А Р |
1,1 1,5 |
2,9 4,3 |
13 |
ВЛ-10кВ №6 опора 1 |
ТОЛ-СЭЩ-10 300/5, КТ 0,5 Зав. № 22832-14 Зав. № 22818-14 Зав. № 23083-14 |
ЗНОЛПМ-10 10000/100, КТ 0,5 Зав. № 4000876 Зав. № 4000087 Зав. № 4000184 |
CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985081000064 |
- |
1,3 1,9 |
4,0 5,5 | |
14 |
ТП-201; яч. 2; 3 кВ |
ТОЛ-10 300/5, КТ 0,5S Зав. № 53136 Зав. № 53310 |
ЗНОЛПМ-3 3000/100, КТ 0,5 Зав. № 4001093 Зав. № 4001086 Зав. № 1001092 |
CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000161 |
1,3 1,9 |
3,1 4,5 | ||
15 |
ТП-203; яч. 4; 3 кВ |
ТОЛ-10 300/5, КТ 0,5S Зав. № 53313 Зав. № 53315 |
ЗНОЛПМ-3 3000/100, КТ 0,5 Зав. № 4001087 Зав. № 4001088 Зав. № 4001091 |
CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав.№ 8985081000069 |
Сикон С120, Зав. № 1298 |
1,3 1,9 |
3,1 4,5 | |
16 |
ТП-203-1; яч. 2; 3 кВ |
ТОЛ-10 300/5, КТ 0,5S Зав. № 53311 Зав. № 53312 |
ЗНОЛПМ-3 3000/100, КТ 0,5 Зав. № 4001085 Зав. № 4001089 Зав. № 4001090 |
CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000284 |
1,3 1,9 |
3,1 4,5 | ||
17 |
ВЛ-10кВ №5 опора 1 |
ТОЛ-СЭЩ-10 300/5, КТ 0,5 Зав. № 22944-14 Зав. №23020-14 Зав. №22945-14 |
ЗНОЛПМ-10 10000/100, КТ 0,5 Зав. № 4000935 Зав. № 4000245 Зав. № 4000396 |
CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000154 |
- |
1,3 1,9 |
4,0 5,5 | |
18 |
ТП-218; панель 4; 0,4кВ |
ТТН-85 1000/5, КТ 0,5 Зав.№1309-207094 Зав.№1309-207091 Зав.№1309-207092 |
- |
CE303 S31 543-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8984082000954 |
1,1 1,5 |
2,9 4,3 | ||
19 |
ВЛ-10кВ №3. опора 5 |
ТОЛ-СЭЩ-10 300/5, КТ 0,5 Зав. № 22836-14 Зав. № 22886-14 Зав. № 22885-14 |
ЗНОЛПМ-10 10000/100, КТ 0,5 Зав. № 4000512 Зав. № 4000947 Зав. № 4000871 |
CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985081000075 |
1,3 1,9 |
4,0 5,5 | ||
20 |
ТП-247; яч.4;10 кВ |
ТОЛ-10 100/5, КТ 0,5S Зав. № 10320 Зав. № 10323 |
ЗНОЛПМ-10 10000/100, КТ 0,5 Зав. № 4000717 Зав. № 4001065 Зав. № 4000706 |
CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000218 |
1,3 1,9 |
3,1 4,5 |
21 |
ТП-246; яч.2;10 кВ |
ТОЛ-10 100/5, КТ 0,5S Зав. № 10324 Зав. № 10583 |
ЗНОЛПМ-10 10000/100, КТ 0,5 Зав. № 4001046 Зав. № 4000902 Зав. №4000858 |
CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985080000020 |
1,3 1,9 |
3,1 4,5 | ||
22 |
ГПП «Базовая» яч. 1; 6 кВ |
ТПОЛ-10 1000/5, КТ 0,5 Зав. № 26578 Зав. №26085 Зав. №26571 |
НТМИ-6 6000/100, КТ 0,5 Зав. № 25528 |
CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985080000049 |
Сикон С120,Зав. № 1297 |
А Р |
1,3 1,9 |
3,0 4,5 |
23 |
ГПП «Базовая» яч.29;6 кВ |
ТПОЛ-10 1000/5, КТ 0,5 Зав. № 27404 Зав. № 27061 Зав. № 27142 |
НТМИ-6 6000/100, КТ 0,5 Зав. № 684 |
CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985080000035 |
1,3 1,9 |
3,0 4,5 | ||
24 |
ГПП «Базовая» яч.3; 0,4кВ |
ТТИ-А 150/5, КТ 0,5 Зав. № Y6424 Зав. № Y7528 Зав. № Y6368 |
- |
CE303 S31 543-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8984082000956 |
1,1 1,5 |
2,9 4,3 | ||
25 |
ГПП «Базовая» яч. 31; 0,4 кВ |
ТТИ-А 150/5, КТ 0,5 Зав. № Y6421 Зав. № Y6422 Зав. № Y6437 |
- |
CE303 S31 543-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8984077000063 |
1,1 1,5 |
2,9 4,3 | ||
26 |
ГПП «ГМЗ»; яч. 309; 6 кВ |
ТПОЛ-10 1000/5, КТ 0,5 Зав. № 25528 Зав. № 25529 Зав. № 25530 |
НТМИ-6 6000/100, КТ 0,5 Зав. № 711 |
CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000242 |
Сикон С120,Зав. № 1303 |
1,3 1,9 |
3,0 4,5 | |
27 |
ГПП «ГМЗ»; ТСН-5; 0,4 кВ |
ТТИ-А 100/5, КТ 0,5 Зав. № Y7681 Зав. № Y7682 Зав. № Y7688 |
- |
CE303 S31 543-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8984082000810 |
1,1 1,5 |
2,9 4,3 | ||
28 |
ТП-14; ячейка 5; 6 кВ |
ТПП-10 75/5, КТ 0,5 Зав. № 5359 Зав. № 5359 |
НТМИ-6 6000/100, КТ 0,5 Зав. № 9697 |
CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985080000026 |
- |
1,3 1,9 |
3,0 4,5 | |
29 |
ВЛ-6кВ «Виленка» опора 28 |
ТОЛ-СЭЩ-10 100/5, КТ 0,5 Зав. №22895-14 Зав. №22887-14 Зав. № 22831-14 |
ЗНОЛПМ-6 10000/100, КТ 0,5 Зав. № 4100891 Зав. № 4000895 Зав. № 4000852 |
CE303 S31 503-JAYVZ(12) КТ 0,5S/0,5 Зав. № 8985079000110 |
1,3 1,9 |
4,0 5,5 | ||
30 |
ТП-«СКЗ №6»; 0,22 кВ |
- |
- |
CE102M R5145-A КТ 1,0 Зав. № 10748079005475 |
А |
1,0 |
2,3 |
31 |
ТП-«СКЗ №7»; 0,22 кВ |
- |
- |
CE102M R5145-A КТ 1,0 Зав. № 10748079005520 |
1,0 |
2,3 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) иНОМ, ток (0,01 + 1,2) 1НОМ, cos9 = 0,9 инд.; температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) иНОМ , ток (0,01 + 1,2) 1НОМ для ИК№, cos9 от 0,5 инд до 0,8 емк; для ИК№ 14-16,20,21; для ИК№1-13,17-19,22-31; напряжение (0,9 + 1,1) иНОМ , ток (0,05 + 1,2) 1НОм cos9 от 0,5 инд до 0,8 емк ;
допускаемая температура окружающей среды для: измерительных трансформаторов от (- 40) до + 70 °С, электросчетчиков CE102M R5 145-A от минус 45 до + 70 °С, электросчетчиков CE303 S31 503-JAYVZ(12), CE303 S31 543-JAYVZ(12) от минус 40 до + 60 °С , контроллеров Сикон С120 от минус10 °С до + 50 °С, сервера от + 10 до + 35 °С.
5. Погрешность в рабочих условиях для ИК№ 14-16,20,21 указана при 1=0,01 1ном, cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5°С до +35°С; для ИК№1-7,9,10,22,23,26,28 при 1=0,05 1ном, cos9 = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +15°С до +35°С; для ИК№13,17,19,29 при 1=0,05 1ном, cos9 = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -40°С до +40°С; для ИК№8,11,12,18,24,25,27 при 1=0,05 1ном, cos9 = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +15°С до +35°С; для ИК№30,31 при 1=0,05 1ном, cos9 = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5°С до +35°С; основная погрешность указана при I=0,1 1ном, cos9 = 0,8 инд .
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001; трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001; счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 по каждому присоединению
(измерительному каналу) .
7. А-активная электрическая энергия, Р- реактивная электрическая энергия
8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не ниже, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется актом в установленном в ООО «Электросети» порядке. Акт хранится с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
Электросчётчик CE102M R5 145-A :
-среднее время наработки на отказ не менее Тср =220000 ч,
-средний срок службы - не менее 30 лет,
Электросчётчик CE303 S31 503-JAYVZ(12), CE303 S31 543-JAYVZ(12)
-среднее время наработки на отказ не менее Тср = 160 000 ч.
Сервер:
среднее время наработки на отказ не менее Тср = 125000 ч,
среднее время восстановления работоспособности не более te = 0,5 ч;
Трансформатор тока (напряжения):
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч,
- среднее время восстановления работоспособности не более te = 2 ч;
Контроллер Сикон С120:
- среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =50 000ч,
- средний срок службы, -15 лет;
Надежность системных решений:
- резервирование питания контроллера с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты.
Регистрация событий:
в журнале счётчика:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени;
в журнале контроллера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и контроллере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение контроллера.
Защищённость применяемых компонентов:
• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- контроллера;
- сервера;
• защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счётчик;
- установка пароля на контроллере;
- установка пароля на сервер;
Глубина хранения информации:
- электросчетчик CE102M R5145-A - глубина хранения каналов учета накопленных по тарифам за сутки - 44суток;
- электросчетчики CE303 S31 503-JAYVZ(12), CE303 S31 543-JAYVZ(12), - глубина хранения информации при отключенном питании - не менее 10 лет. Глубина хранения суточных энергий, накопленных по тарифам -45 суток.
- контроллер Сикон С120 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу за месяц - не менее 45;
- сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 4,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ ООО «Электросети».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ ООО «Электросети» приведена в таблице№3.
Таблица№3
Наименование компонента системы |
Кол-во (шт.) |
Счетчик электрической энергии CE303 S31 503-JAYVZ(12) ,КТ 0,5S/0,5 |
22 |
Счетчик электрической энергии CE102M R5 145-A, КТ 0,5S/0,5 |
2 |
Счетчик электрической энергии CE303 S31 543-JAYVZ(12) ,КТ 0,5S/0,5 |
7 |
Трансформатор тока ТПОЛ-10, КТ 0,5 |
19 |
Трансформатор тока ТТИ-А, КТ 0,5 |
17 |
Трансформатор тока ТПШЛ-10, КТ 0,5 |
4 |
Трансформатор тока ТОЛ-10, КТ 0,5 S |
10 |
Трансформатор тока ТТН-85, КТ 0,5 |
3 |
Трансформатор тока ТПП-10, КТ 0,5 |
2 |
Трансформатор тока ТПФМ-10 , КТ 0,5 |
4 |
Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10, КТ 0,5 |
12 |
Трансформатор напряжения НТМИ-10, КТ 0,5 |
8 |
Трансформатор напряжения НТМИ-10-66У3, КТ 0,5 |
1 |
Трансформатор напряжения ЗНОЛПМ-3, КТ 0,5 |
9 |
Трансформатор напряжения ЗНОЛПМ-6, КТ 0,5 |
3 |
Трансформатор напряжения ЗНОЛПМ-10, КТ 0,5 |
15 |
Трансформатор напряжения НТМИ-6, КТ 0,5 |
4 |
УСПД Сикон С120 |
7 |
УСВ-2 |
8 |
Сервер БД типа HP ProLiant ML310e Gen8 v.2 |
1 |
АРМ (автоматизированное рабочее место) HP Pro 3500 MT |
1 |
Методика поверки МП 4222-02-7702575147-2015 |
1 |
Формуляр ФО 4222-02-7702575147-2015 |
1 |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом МП 4222-02-7702575147-2015 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Электросети». Методика поверки,утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 12.03.2015 г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- электросчетчики типа CE102M R5 145-A в соответствии с методикой поверки «Счетчики активной электрической энергии однофазные многотарифные СЕ102М. Методика поверки САНТ.411152.035 Д1»;
- электросчетчики типа CE303 S31 503-JAYVZ(12), CE303 S31 543-JAYVZ(12) в соответствии с методикой поверки "Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные СЕ 303. Методика поверки".ИНЕС.41152.081 Д1;
- контроллеры Сикон С 120 в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 520.00.000 И 1. Методика
поверки, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2009 году.
- радиочасы МИР РЧ-01принимающие сигналы спутниковой навигационной системы G1oba1 Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04, ПГ±1 мкс;
Сведения о методах измерений
Методы измерений, которые используются в системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Электросети» приведены в документе - «Методика (метод) измерений электрической энергии с
Всего листов 10 использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Электросети». Методика аттестована ЗАО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 76-01.00203-2015 от 10.03.2015 г.
Нормативные документы
■ ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
■ ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.
■ ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
■ ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S.
■ ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 6205323:2003, MOD)
Рекомендации к применению
-осуществление торговли.