Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро"
Номер в ГРСИ РФ: | 62188-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро", г.Ставрополь |
62188-15: Описание типа СИ | Скачать | 128.7 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» (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 | 62188-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 07/02 |
Производитель / Заявитель
ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро", г.Ставрополь
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 4 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
62188-15: Описание типа СИ | Скачать | 128.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» (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:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по 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 таблицах 2 - 4.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервере сбора данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1, 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».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление активной и полной мощности за период. 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 по проводным линиям связи через интерфейс RS485 поступает на входы контроллеров СИКОН ТС65 или GSM-модемов IRZ, Siemens MC35, Cinterion и Teleofis, откуда по каналам связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS/CSD передается в сервер сбора данных АИИС КУЭ, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
В сервере сбора данных АИИС КУЭ, располагающемся в центре сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро», производится сбор, 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, в том числе в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера сбора данных АИИС КУЭ настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в АИИС КУЭ МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск Госреестр № 58042-14; АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт» по объекту ЗАО «Сен-Гобен Кавминстекло» Госреестр № 45918-10; АИИС КУ ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» Госреестр № 41350-09. Перечень точек измерений смежных АИИС КУЭ, результаты измерений по которым получают в рамках соглашений об информационном обмене, приведен в таблице 5.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков и ИВК). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-1, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приёмника, входящего в состав УСВ-1. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более 0,5 с. Сервер сбора данных АИИС КУЭ периодически (1 раз в 1 час) сравнивает своё системное время с УСВ-1, корректировка часов сервера осуществляется вне зависимости от наличия расхождения.
Часы счетчиков синхронизированы по времени с часами сервера сбора данных АИИС КУЭ, сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), коррекция часов счетчиков осуществляется при обнаружении расхождения с часами сервера больше ±2 с, но не чаще одного 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, сервера сбора данных АИИС КУЭ 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
Идентификационные признаки |
Значение | |||||||||
Идентификационное наименование ПО |
CalcCli-ents.dll |
CalcLeak-age.dll |
Cal-cLosses.dl l |
Metrol-ogy.dll |
Parse- Bin.dll |
Par-seIEC.dll |
ParseMod-bus.dll |
ParsePi-ramida.dll |
SynchroN SI.dll |
VerifyTim e.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 | |||||||||
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b 1b219065 d63da9491 14dae4 |
b1959ff70 be1eb17c8 3f7b0f6d4 a132f |
d79874d1 0fc2b156a 0fdc27e1c a480ac |
52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 |
6f557f885 b7372613 28cd77805 bd1ba7 |
48e73a928 3d1e66494 521f63d00 b0d9f |
c391d6427 1acf4055b b2a4d3fe1 f8f48 |
ecf532935 ca1a3fd32 15049af1f d979f |
530d9b01 26f7cdc23 ecd814c4e b7ca09 |
1ea5429b2 61fb0e288 4f5b356a1 d1e75 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
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 - 5.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ__________________________________________
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
ИВК | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1 |
оп. № 20/2 ВЛ-10 кВ Ф-899 ПС «Дербетовская» 110/35/10 кВ |
ТОЛ-10-I 50/5 Кл. т. 0,5 А № 4707 С № 4614 |
ЗНОЛП-ЭК-10 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 А № 25586 В № 25591 С № 25592 |
ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251090359407 |
- |
Сервер сбора данных АИИС КУЭ |
активная реактивная |
2 |
ПС «Дербетовская» 110/35/10 кВ, КРУН-10 кВ 2 СШ, Ф-894 |
ТЛМ-10 50/5 Кл. т. 0,5 А № 5362 С № 5352 |
НТМИ 10000/100 Кл. т. 0,5 № ЕРЕ |
ЦЭ6850М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 007259069000027 |
- |
Сервер сбора данных АИИС КУЭ |
активная реактивная |
3 |
ПС «Радиозавод» 110/10 кВ, РУ-10 кВ 2 СШ, Ф-222 |
ТОЛ-СЭЩ-10 600/5 Кл. т. 0,5S А № 21537-11 В № 21526-11 С № 21532-11 |
НАЛИ-СЭЩ 10000/100 Кл. т. 0,5 № 00354-12 |
ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251068000354 |
- |
Сервер сбора данных АИИС КУЭ |
активная реактивная |
4 |
ТП-311, РУ-10 кВ 2 СШ, Ф-138 |
ТОЛ-СЭЩ-10 100/5 Кл. т. 0,5 А № 21363-09 С № 24373-09 |
НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 № 3328 |
ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0721570508112995 |
- |
Сервер сбора данных АИИС КУЭ |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
5 |
оп. № 6/1 ВЛ-10 кВ Ф-467 ПС Новопавловская-1 35/10 кВ |
ТОЛ-10-I 30/5 Кл. т. 0,5 А № 7105 С № 7106 |
ЗНОЛПМ-10 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 А № 3000216 В № 3000217 С № 3000222 |
ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 87861529 |
- |
Сервер сбора данных АИИС КУЭ |
активная реактивная |
6 |
ПС «Изобильная» 110/35/10 кВ, РУ-35 кВ 1 СШ, Л-370 |
ТФЗМ-35Б-1У1 100/5 Кл. т. 0,5 А № 30594 С № 30971 |
ЗНОМ-35-65 35000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 А № 1309651 В № 1304650 С № 1321867 |
ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251041000401 |
- |
Сервер сбора данных АИИС КУЭ |
активная реактивная |
7 |
ЗТП-1 10/0,4 кВ, Ввод 10 кВ Т-1, Ф-612 |
ТШП-0,66 600/5 Кл. т. 0,5 А № 12135992 В № 12136014 С № 12135993 |
- |
ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251055002734 |
- |
Сервер сбора данных АИИС КУЭ |
активная реактивная |
8 |
ЗТП-1 10/0,4 кВ, Ввод 10 кВ Т-2, Ф-464 |
ТШП-0,66 600/5 Кл. т. 0,5 А № 12135960 В № 12135961 С № 12135962 |
- |
ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251055002889 |
- |
Сервер сбора данных АИИС КУЭ |
активная реактивная |
9 |
БКТП-18/216 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ 1 СШ, Ввод Т-1 |
ТТЭ-100 1000/5 Кл. т. 0,5 А № 20654 В № 20651 С № 20658 |
- |
ЦЭ6850М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 007221036000004 |
- |
Сервер сбора данных АИИС КУЭ |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
10 |
БКТП-18/216 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ 2 СШ, Ввод Т-2 |
ТТЭ-100 1000/5 Кл. т. 0,5 А № 20649 В № 20646 С № 20655 |
- |
ЦЭ6850М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 007221036000001 |
- |
Сервер сбора данных АИИС КУЭ |
активная реактивная |
11 |
ПС «Затеречная» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, Л-529 |
А: ТФЗМ-35Б-1У1 200/5 Кл. т. 0,5 № 34306 С: ТФМ-35-II 200/5 Кл. т. 0,5 № 3209 |
ЗНОМ-35-65 35000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 А № 1218948 В № 1174572 С № 1218483 |
ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251089395019 |
- |
Сервер сбора данных АИИС КУЭ |
активная реактивная |
12 |
РП-1 6 кВ, РУ-6 кВ 2 СШ, Ф-619 |
ТПЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 А № 16120 С № 4850 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 № 2033 |
ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251087000281 |
- |
Сервер сбора данных АИИС КУЭ |
активная реактивная |
13 |
оп. № 2 ВЛ-10 кВ Ф-107 ПС «Т-302» 110/35/27/10 кВ |
ТПОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 А № 3866 С № 3865 |
НОЛП-10 10000/100 Кл. т. 0,5 А № 3000095 С № 3000382 |
ЦЭ6850М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 85871462 |
- |
Сервер сбора данных АИИС КУЭ |
активная реактивная |
Окончание таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
14 |
РП-215, РУ-10 кВ, Ф-215 |
А: ТОЛ-СЭЩ-10 200/5 Кл. т. 0,5 № 34146-12 С: ТОЛ-СЭЩ 200/5 Кл. т. 0,5 № 42672-12 |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 А № 05821-12 В № 05822-12 С № 05823-12 |
ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 87861021 |
- |
Сервер сбора данных АИИС КУЭ |
активная реактивная |
15 |
РП-2 6 кВ, РУ-6 кВ, яч. № 15, Ф-608 |
ТПОЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5 А № 5737 С № 13557 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 № 8862 |
ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251089395017 |
- |
Сервер сбора данных АИИС КУЭ |
активная реактивная |
16 |
ТП-7 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Ф-108, Ввод |
Т-0,66 300/5 Кл. т. 0,5 А № 11137869 В № 11136111 С № 11136112 |
- |
ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251089394848 |
- |
Сервер сбора данных АИИС КУЭ |
активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, % |
Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, % | ||||||
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; 4-6; 11; 12; 15 |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
1,0 |
1,2 |
2,2 |
1,3 |
1,5 |
2,3 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
1,3 |
1,6 |
2,9 |
1,5 |
1,8 |
3,0 | |
(ТТ 0,5; ТН 0,5; |
0,1Ihi<Ii<0,2Ihi |
2,3 |
2,8 |
5,4 |
2,4 |
2,9 |
5,5 |
Сч 0,2S) |
0,05Ih1<I1<0,1Ih1 |
2,3 |
2,9 |
5,4 |
2,5 |
3,0 |
5,5 |
2; 13 |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
1,2 |
1,4 |
2,3 |
2,1 |
2,2 |
2,9 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
1,4 |
1,7 |
3,0 |
2,3 |
2,4 |
3,5 | |
(ТТ 0,5; ТН 0,5; |
0,1Ihi<Ii<0,2Ihi |
2,4 |
2,9 |
5,4 |
2,9 |
3,4 |
5,7 |
Сч 0,5S) |
0,05Ihi<Ii<0,1Ihi |
2,5 |
3,0 |
5,5 |
3,1 |
3,5 |
5,8 |
3 |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
1,0 |
1,2 |
2,2 |
1,3 |
1,5 |
2,3 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
1,0 |
1,2 |
2,2 |
1,3 |
1,5 |
2,3 | |
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,1Ihi<Ii<0,2Ihi |
1,3 |
1,6 |
2,9 |
1,5 |
1,8 |
3,0 |
0,05Ihi<Ii<0,1Ihi |
1,4 |
1,7 |
3,0 |
1,6 |
1,8 |
3,1 | |
0,02Ih1<I1<0,05Ih1 |
2,3 |
2,9 |
5,4 |
2,5 |
3,0 |
5,5 | |
7; 8; 16 |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
0,8 |
1,0 |
1,8 |
1,1 |
1,2 |
1,9 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
1,1 |
1,4 |
2,6 |
1,4 |
1,6 |
2,8 | |
(ТТ 0,5; Сч 0,2S) |
0,1Ihi<Ii<0,2Ihi |
2,2 |
2,7 |
5,2 |
2,3 |
2,8 |
5,3 |
0,05Ihi<Ii<0,1Ihi |
2,2 |
2,8 |
5,3 |
2,4 |
2,9 |
5,3 | |
9; 10 |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
1,0 |
1,1 |
1,9 |
2,0 |
2,1 |
2,6 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
1,3 |
1,5 |
2,7 |
2,2 |
2,3 |
3,2 | |
(ТТ 0,5; Сч. 0,5S) |
0,1Ihi<Ii<0,2Ihi |
2,3 |
2,8 |
5,3 |
2,9 |
3,3 |
5,6 |
0,05Ihi<Ii<0,1Ihi |
2,4 |
2,9 |
5,4 |
3,0 |
3,4 |
5,6 | |
14 |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
0,9 |
1,1 |
1,9 |
1,2 |
1,3 |
2,1 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
1,2 |
1,5 |
2,7 |
1,4 |
1,7 |
2,8 | |
(ТТ 0,5; ТН 0,2; |
0,1Ihi<Ii<0,2Ihi |
2,2 |
2,8 |
5,3 |
2,4 |
2,9 |
5,3 |
Сч 0,2S) |
0,05Ih1<I1<0,1Ih1 |
2,3 |
2,8 |
5,3 |
2,4 |
2,9 |
5,4 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, % |
Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, % | ||||||
sin ф = 0,4 cos ф = 0,9 |
sin ф = 0,6 cos ф = 0,8 |
sin ф = 0,9 cos ф = 0,5 |
sin ф = 0,4 cos ф = 0,9 |
sin ф = 0,6 cos ф = 0,8 |
sin ф = 0,9 cos ф = 0,5 | ||
1; 4-6; 11; 12; 15 |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
2,6 |
1,9 |
1,2 |
3,1 |
2,6 |
2,1 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
3,5 |
2,4 |
1,5 |
3,9 |
3,0 |
2,3 | |
(ТТ 0,5; ТН 0,5; |
0,1Ih1<I1<0,2Ih1 |
6,4 |
4,3 |
2,5 |
6,6 |
4,7 |
3,1 |
Сч 0,5) |
0,05Ih1<I1<0,1Ih1 |
6,4 |
4,4 |
2,7 |
6,7 |
4,8 |
3,2 |
2; 13 |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
2,7 |
2,1 |
1,5 |
4,4 |
4,0 |
3,8 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
3,6 |
2,6 |
1,8 |
5,0 |
4,3 |
3,9 | |
(ТТ 0,5; ТН 0,5; |
0,1Ih1<I1<0,2Ih1 |
6,4 |
4,4 |
2,7 |
7,3 |
5,6 |
4,4 |
Сч 1,0) |
0,05Ih1<I1<0,1Ih1 |
6,5 |
4,6 |
3,0 |
7,4 |
5,8 |
4,5 |
3 |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
2,6 |
1,9 |
1,2 |
3,1 |
2,6 |
2,1 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
2,6 |
1,9 |
1,2 |
3,1 |
2,6 |
2,1 | |
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,1Ih1<I1<0,2Ih1 |
3,5 |
2,4 |
1,5 |
3,9 |
3,0 |
2,3 |
0,05Ih1<I1<0,1Ih1 |
3,6 |
2,6 |
1,8 |
4,0 |
3,1 |
2,5 | |
0,02Ih1<I1<0,05Ih1 |
6,4 |
4,4 |
2,7 |
6,7 |
4,8 |
3,2 | |
7; 8; 16 |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
2,2 |
1,5 |
1,0 |
2,8 |
2,3 |
2,0 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
3,1 |
2,2 |
1,3 |
3,6 |
2,8 |
2,2 | |
(ТТ 0,5; Сч 0,5) |
0,1Ih1<I1<0,2Ih1 |
6,2 |
4,2 |
2,4 |
6,4 |
4,6 |
3,0 |
0,05Ih1<I1<0,1Ih1 |
6,3 |
4,3 |
2,6 |
6,5 |
4,7 |
3,1 | |
9; 10 |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
2,3 |
1,8 |
1,3 |
4,2 |
3,9 |
3,7 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
3,3 |
2,4 |
1,6 |
4,8 |
4,2 |
3,8 | |
(ТТ 0,5; Сч. 1,0) |
0,1Ih1<I1<0,2Ih1 |
6,3 |
4,3 |
2,6 |
7,1 |
5,5 |
4,3 |
0,05Ih1<I1<0,1Ih1 |
6,4 |
4,5 |
2,9 |
7,2 |
5,7 |
4,5 | |
14 |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
2,3 |
1,6 |
1,1 |
2,9 |
2,4 |
2,1 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
3,2 |
2,3 |
1,4 |
3,7 |
2,9 |
2,2 | |
(ТТ 0,5; ТН 0,2; |
0,1Ih1<I1<0,2Ih1 |
6,2 |
4,3 |
2,5 |
6,5 |
4,6 |
3,0 |
Сч 0,5) |
0,05Ih1<I1<0,1Ih1 |
6,3 |
4,3 |
2,6 |
6,5 |
4,7 |
3,1 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Uh; диапазон силы тока (0,02 - 1,2) Ih, 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;
- ИВК от плюс 15 °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 (sm9) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 35 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9 (sm9) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха: температура окружающего воздуха от минус 20 °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 0 °С до плюс 35 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСВ 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.
Таблица 5 - Перечень точек измерений смежных АИИС КУЭ, результаты измерений по которым получают в рамках соглашений об информационном обмене.
№ пп |
№ ИК в АИИС КУЭ |
Наименование объекта измерений |
Наименование точки измерений |
Наименование АИИС КУЭ |
Номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
1 |
16 |
ТП 126 |
ТП 126, Ф-109, ПС «Кочубеевская» |
АИИС КУЭ МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск |
58042-14 |
2 |
17 |
ТП 126 |
ТП 126, Ф-280, ПС «Почтовая» | ||
3 |
1 |
РП-1 «Энергоблок» |
РП-1 «Энергоблок», РУ-6 кВ, яч. 2.10, ф. 609 от ТПС-303 |
АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт» по объекту ЗАО «Сен-Гобен Кавминстекло» |
45918-10 |
4 |
2 |
РП-1 «Энергоблок» |
РП-1 «Энергоблок», РУ-6 кВ, яч. 1.3, ф. 614 от ТПС-303 | ||
5 |
3 |
РП-1 «Энергоблок» |
РП-1 «Энергоблок», РУ-6 кВ, яч. 2.8, ф. 621 от ПС Бутылочная | ||
6 |
4 |
РП-1 «Энергоблок» |
РП-1 «Энергоблок», РУ-6 кВ, яч. 1.5, ф. РП-2 от ПС Бутылочная | ||
7 |
5 |
ТП-2 |
ТП-2, РУ-6 кВ, яч. 6, ф. 609 от ПС Бутылочная | ||
8 |
6 |
ТП-1 |
ТП-1, РУ-6 кВ, яч. 2, ф. 609 от ПС Бутылочная | ||
9 |
7 |
ТП-1А |
ТП-1 А, РУ-6 кВ, яч. 1, ф. 603 от ТПС-303 |
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик ЦЭ6850М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 160 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;
- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 60 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 коммутируемого канала.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера сбора данных АИИС КУЭ;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:
- электросчетчика;
- сервера сбора данных АИИС КУЭ.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (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 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 128 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- сервер сбора данных АИИС КУЭ - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
№ Госреестра |
Количество, шт. |
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
2473-05 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-I |
47959-11 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
32139-06 |
5 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
32139-11 |
1 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ |
51623-12 |
1 |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10 |
1276-59 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
1261-08 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
47958-11 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТТЭ |
32501-08 |
6 |
Трансформаторы тока |
ТШП-0,66 |
47512-11 |
6 |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
29482-07 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-35Б-1У1 |
3689-73 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТФМ-35-II |
17552-98 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 |
35956-12 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
47583-11 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛПМ-10 |
46738-11 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
912-70 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
НАЛИ-СЭЩ |
51621-12 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НОЛП-10 |
49075-12 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ |
831-53 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 |
831-69 |
1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ЦЭ6850М |
20176-06 |
16 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-1 |
28716-05 |
1 |
Сервер |
iLO 2 Default Network Settings |
- |
1 |
Методика поверки |
- |
- |
1 |
Формуляр |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 62188-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК «Ставропольком-мунэлектро». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2015 г.
Основные средства 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. Трансформаторы 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 ЦЭ6850М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии ЦЭ6850. Методика поверки» ИНЕС.411152.034 Д1, утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 2002 г.
- УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-1.
Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 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 счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 % до 100 %, дискретность 0,1 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» для оптового рынка электрической энергии (АИИС КУЭ ГУП СК «Ставрополькоммунэлек-тро»)», 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