62567-15: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Кропоткин (АИИС КУЭ АО "НЭСК" д - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Кропоткин (АИИС КУЭ АО "НЭСК" д

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 62567-15
Производитель / заявитель: ООО "Альфа-Энерго", г.Москва
Скачать
62567-15: Описание типа СИ Скачать 128.4 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Кропоткин (АИИС КУЭ АО "НЭСК" д поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Кропоткин (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Кропоткин») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рам

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 62567-15
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Кропоткин (АИИС КУЭ АО "НЭСК" д
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 32-01
Производитель / Заявитель

ООО "Альфа-Энерго", г.Москва

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 22.12.2024

Поверители

Скачать

62567-15: Описание типа СИ Скачать 128.4 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Кропоткин (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Кропоткин») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

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, измерительные 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 таблице 2.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (Зав.№ 05894, Зав.№ 01315) (далее - контроллер СИКОН С70), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав.№ 1263, Зав.№ 1264), программное обеспечение (далее - ПО).

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Кропоткин» и ЦСОД АО «НЭСК».

ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Кропоткин» включает в себя сервер опроса ИВКЭ и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 712), 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 АО «НЭСК» включает в себя серверы для организации и обслуживания локальной вычислительной сети предприятия, в том числе сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1624), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для ИК № 6-23 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы контроллеров СИКОН С70: ИК № 6-8, 15-20 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05894), для ИК № 9-14, 21-23 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01315), 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 контроллерам СИКОН С70 устройствам. Далее, по запросу ИВК, контроллеры СИКОН С70 передают запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM.

Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на преобразователь МОХА, после чего сигнал передаётся на GSM-модем, далее по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Кропоткин».

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из сервера базы данных ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Кропоткин», информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в Центр сбора и обработки данных АО «НЭСК» (ЦСОД АО «НЭСК»).

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и в 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, состояния 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.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, контроллеры СИКОН С70 и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC для УСВ-1 не более ±0,5 с. Сервер БД, установленный в ЦСОД АО «НЭСК» и сервер, установленный ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Кропоткин», периодически сравнивают свое системное время со временем с соответствующими УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Время часов контроллеров СИКОН С70 синхронизировано со временем соответствующих УСВ-1, сличение ежеминутное, погрешность синхронизации не более ±0,1 с. Сравнение показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК № 1-5) производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК № 1-5) ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Передача информации от ИВК до счетчиков электрической энергии и от контроллеров СИКОН С70 до счетчиков реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов указанных устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение на базе ПО «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 - Идентификационные данные 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

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014

Технические характеристики

Таблица 2 — Состав 1-го, 2-го и 3-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Номер ИК

Номер точки измерений на однолинейной схеме

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК*

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Пределы допускаемой основной относительной погрешности, %

Пределы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

1

КРУН-5 6 кВ

ТЛО-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 43 559 Зав. № 43 558

ЗНОЛП-6У2

Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3

Зав. № 4002913

Зав. № 4002890

Зав. № 4002966

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812142525

_

HP DL 380 G4 Зав. № GB8640 P6VT

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

2

2

КРУН-3 6 кВ

ТОЛ-СЭЩ-10-11

Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 05258-14 Зав. № 05259-14

ЗНОЛП-6У2

Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3

Зав. № 4001849

Зав. № 4001847

Зав. № 4001848

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812142123

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

3

3

КРУН-4 6 кВ

ТЛО-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 43 560 Зав. № 43 563

ЗНОЛП-6У2

Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3

Зав. № 4004105

Зав. № 4004046

Зав. № 4004083

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812142511

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

4

5

КРУН-1 6 кВ

ТОЛ-СЭЩ-10-11

Кл.т. 0,5S 200/5 Зав. № 38624-13 Зав. № 38623-13

ЗНОЛП-6У2

Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 4003278 Зав. № 4003274 Зав. № 4003241

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812142115

_

HP DL 380 G4 Зав. № GB8640 P6VT

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

5

8

КРУН-2 10 кВ

ТЛО-10

Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 14-44227 Зав. № 14-44228

ЗНОЛП-6У2

Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^

3

Зав. № 4000088

Зав. № 4000092

Зав. № 4000104

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812142475

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

6

12

ПС 110/6 "Радуга", Т-1, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ

ТЛК-СТ

Кл.т. 0,5S 1500/5

Зав. № 2904150000001

Зав. № 2904150000002

Зав. № 2904150000003

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 896

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812142035

СИКОН С70 Зав. № 05894

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

7

13

ПС 110/6 "Радуга", Т-1, РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ

ТЛК-СТ

Кл.т. 0,5S 1500/5

Зав. № 2904150000004

Зав. № 2904150000005

Зав. № 2904150000006

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № ППРСВ

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812142476

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

8

54

ПС 110/6 "Радуга", ТСН, РУ-0,4 кВ

ТШП-0,66

Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 4111664 Зав. № 4111670 Зав. № 4112491

_

СЭТ-4ТМ.03М.09 0,5S/1,0 Зав. № 0812140191

СИКОН С70 Зав. № 05894

HP DL 380 G4 Зав. № GB8640 P6VT

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,4

±5,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

9

55

ГПП 110/6 кВ "Химзавод", Т-1, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ

ТПШЛ-10

Кл.т. 0,5 3000/5 Зав. № 1055 Зав. № 4892

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 3630

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0802146206

СИКОН С70 Зав. № 01315

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

10

56

ГПП 110/6 кВ "Химзавод", Т-2, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ

ТПШЛ-10

Кл.т. 0,5 3000/5 Зав. № б/н Зав. № б/н

НТМИ-6-66 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № ВСЛК

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812142013

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

11

57

ГПП 110/6 кВ "Химзавод", Т-1, РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ

ТПШЛ-10

Кл.т. 0,5 3000/5 Зав. № 2320 Зав. № 506

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 10328

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812142532

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

12

58

ГПП 110/6 кВ "Химзавод", Т-2, РУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ

ТПШЛ-10

Кл.т. 0,5 3000/5 Зав. № 2309 Зав. № 2312

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 10319

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812143394

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

13

31

ГПП 110/6 кВ «Химзавод», 4 с.ш. 6 кВ, яч. №14

ТЛМ-10

Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 9773 Зав. № 9505

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 10319

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0120070868

СИКОН С70 Зав. № 01315

HP DL 380 G4 Зав. № GB8640 P6VT

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

14

32

ГПП 110/6 кВ «Химзавод», 3 с.ш. 6 кВ, яч. №50

ТЛМ-10

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 9502 Зав. № 9503

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 10328

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0120072470

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

15

46

ПС 110/6 кВ "Радуга", 1 с.ш. 6 кВ, КРУН 6 кВ, яч. "РА-3"

ТЛМ-10-2

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 7643 Зав. № 9080

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 896

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0108071870

СИКОН С70 Зав. № 05894

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

16

47

ПС 110/6 кВ "Радуга", 1 с.ш. 6 кВ, КРУН 6 кВ, яч. "РА-7"

ТЛМ-10-2

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 0191 Зав. № 9096

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110063011

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

17

48

ПС 110/6 кВ "Радуга", 3 с.ш. 6 кВ, КРУН 6 кВ, яч. "РА-11"

ТЛМ-10-2

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 9092 Зав. № 0195

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № ППРСВ

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062121

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

18

49

ПС 110/6 кВ "Радуга", 3 с.ш. 6 кВ, КРУН 6 кВ, яч. "РА-13"

ТЛМ-10-2

Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 4791 Зав. № 0124

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № ППРСВ

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062024

СИКОН С70 Зав. № 05894

HP DL 380 G4 Зав. № GB8640 P6VT

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

19

50

ПС 110/6 кВ "Радуга", 3 с.ш. 6 кВ, КРУН 6 кВ, яч. "РА-17"

ТЛМ-10-2

Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 0138 Зав. № 0159

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0108071919

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

20

51

ПС 110/6 кВ "Радуга", 3 с.ш. 6 кВ, КРУН 6 кВ, яч. "РА-21"

ТЛМ-10-2

Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 0345 Зав. № 0155

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062160

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

21

14

ГПП 110/6 кВ «Химзавод», 2 с.ш. 6 кВ, яч. №69

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 29412 Зав. № 14653

НТМИ-6-66 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № ВСЛК

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0108072057

СИКОН С70 Зав. № 01315

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

22

15

ГПП 110/6 кВ «Химзавод», 2 с.ш. 6 кВ, яч. №31

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 20146 Зав. № 66761

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109065049

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

23

16

ГПП 110/6 кВ «Химзавод», 2 с.ш. 6 кВ, яч. №39

ТОЛ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 29620 Зав. № 29621

НТМИ-6-66 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № ВСЛК

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0120072461

СИКОН С70 Зав. № 01315

HP DL 380 G4 Зав. № GB8640 P6VT

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

Лист № 10

Всего листов 14 *Примечания:

1 В качестве характеристик погрешности указаны границы интервала (соответствующие вероятности 0,95) относительной погрешности измерения активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале усреднения 0,5 ч.

2 Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

— параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) Uh; ток (1,0 - 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.;

частота (50 ± 0,2) Гц;

— температура окружающей среды: (23 ± 2) °С.

3 Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

— параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока (0,01 (0,05) - 1,2)Ih1; коэффициент мощности cosф ^пф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

— температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;

— относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

— атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

— параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф ^пф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

— магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

— температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С;

— относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

— атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

— параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

— температура окружающего воздуха от минус 10 до плюс 50 °С;

— относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

— атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

4 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % 1ном cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10°С до плюс 35°С.

5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена контроллеров СИКОН С70, УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

6 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств 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 = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 - среднее время наработки на

отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

- устройство синхронизации времени 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 te = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе

ребойного 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 контроллера СИКОН С70:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и контроллере СИКОН С70;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счётчика электрической энергии;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- контроллера СИКОН С70;

- сервера.

-   защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-

ровании:

- счётчика электрической энергии;

- контроллера СИКОН С70;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- счётчика электрической энергии (функция автоматизирована);

- контроллерах СИКОН С70 (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений;

- 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 114 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

- контроллер СИКОН С70 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не ме

нее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Кропоткин (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Кропоткин») типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента

Тип компонента

№ Г осреестра

Количество

Трансформаторы тока

ТЛО-10

25433-11

6

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-11

4

Трансформаторы тока

ТЛК-СТ

58720-14

6

Трансформаторы тока шинные

ТШП

47957-11

3

Трансформаторы тока

ТПШЛ-10

1423-60

8

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

2473-69

16

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

1856-63

4

Трансформаторы тока

ТОЛ-10

7069-79

2

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-6У2

23544-07

15

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

12

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

11

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

28822-05

2

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

28716-05

4

Сервер

HP DL 380 G4

_

3

Методика поверки

_

_

1

Паспорт-формуляр

_

_

1

Поверка

осуществляется по документу МП 62567-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Кропоткин (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Кропоткин»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 16 ноября 2015 г.

Документы на поверку измерительных компонентов:

- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «10» сентября 2004 г.;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

- контроллеров СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 году;

- УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 г.

Перечень основных средств поверки:

- 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 счетчи

ками 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%.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Кропоткин (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Кропоткин»). Руководство пользователя» 17254302.384106.001.И3.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Кропоткин (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Кропоткин»)

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.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Красноярской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Хакасия (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активно...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Красноярской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Красноярского края (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активно...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Пермского края(далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и р...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Тюменской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Горьковской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Владимирской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активн...