Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Оборонэнергосбыт" (ФБУ - в/ч 33877)
| Номер в ГРСИ РФ: | 63209-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Оборонэнергосбыт", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» (ФБУ - в/ч 33877) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов, а так же передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 63209-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Оборонэнергосбыт" (ФБУ - в/ч 33877) |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Оборонэнергосбыт", г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 63209-16: Описание типа СИ | Скачать | 141 КБ | |
| 63209-16: Методика поверки РТ-МП-2864-500-2015 | Скачать | 731.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» (ФБУ - в/ч 33877) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов, а так же передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительно - информационные каналы (далее по тексту - ИИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;
В качестве устройств сбора и передачи данных на энергообъектах применены сетевые индустриальные контролеры типа СИКОН С70.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя: сервер сбора данных, сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персональных компьютеров (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
В качестве Сервера баз данных (далее Сервер БД) используется сервер SuperMicro SC826A, в качестве Сервера сбора данных (далее Сервер СД), используется сервер ProLiant DL180 G6. Устройством синхронизации времени на уровне ИВК выступает УСВ-2 (ГРСИ № 41681-10). Данное оборудование установлено в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) ОАО «Оборонэнергосбыт».
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для ИИК 23 и 24 цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов измерений. УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485). В свою очередь Сервер СД ИВК в автоматическом режиме ежедневно производит опрос ИВКЭ и собирает результаты измерения за прошедшие сутки.
Для ИИК 1 - 22 цифровой сигнал счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных и каналаобразующей аппаратуры (в виде GSM-Коммуникатора С-1.02, либо контроллера СИКОН ТС65), посредством технологии GPRS, данные о результатах измерений поступают непосредственно в Сервер СД уровня ИВК. (Для данных ИИК выполняет функции ИВКЭ)
Сервер СД осуществляет передачу информации на Сервер БД по протоколу «Пирамида» посредством межмашинного обмена через распределенную вычислительную сеть ОАО «Оборонэнергосбыт». На уровне ИВК (Серверами СД и БД) выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Один раз в сутки Сервер БД ИВК автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML (регламентируются Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и вередния реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности), и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС», а так же смежному субъекту оптового рынка электроэнергии и мощности.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая формируется на всех уровнях системы. Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени типа УСВ-2. Устройство синхронизации системного времени синхронизируют часы от по сигналам проверки времени, получаемых от GPS/ГЛОНАСС приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации выходного импульса 1 Гц к шкале координирования времени иТС составляют не более ± 0,01 с.
Серевер СД и Сервер БД уровня ИВК, периодически, но не реже 1 раза в час, сравнивает свое системное время с временем УСВ-2, в случае расхождения превышающие ± 1 с производит коррекцию в соответсвии с временем УСВ-2.
Время часов сетевых индустриальных контролеров СИКОН С70 уровня ИВКЭ синхронизируется со временем Сервера СД, сличение времени произходит при каждом сеансе связи ИВК-УСПД. Корректировка времени проводится при расхождении показаний часов ± 1 с, но не чаще одного раза в сутки, в свою очередь ИВКЭ ежеминутно сравнивает свое системное время с временем счетчиков подключенных к нему по интерфейсу связи RS-485 и в случае расхождении более ± 2 с производит корректировку, но не чаще одного раза в сутки.
Для ИИК 1 - 22 сравнение времени счетчиков производит непосредственно Сервер СД ИВК при ежедневном сеансе связи, корректировка времени проводится при расхождении показаний часов ± 2 с, но не чаще одного раза в сутки.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
На уровне ИВК АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» (номер ГРСИ №21906-11), в состав которого входят метрологически значимые библиотеки, указанные в таблицах 1 - 9. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».
На уровне ИВКЭ АИИС КУЭ используется ПО Сетевого индустриального контроллера СИКОН С70
Идендификационны данные программного обеспечения АИИС КУЭ приведёны в таблицах 1 - 10.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета»________________________________________
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль расчета небаланса энергии/мощности»__________________________________________________________________
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
3 ef7fb23 cf160f566021bf19264ca8d6 |
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах»__________________________________________
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83 |
Таблица 5 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе»________________________________
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
Таблица 6 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений
физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
Таблица 7 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений
физических величин, передаваемых по протоколу Modbus»_____________________________
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
Таблица 8 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
Таблица 9 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени»_____________________________________
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Таблица 10 - Идентификационные данные ПО УСПД - «Метрологический модуль»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology C70 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1,5 |
|
Цифровой идентификатор ПО (CRC16) |
28370 |
ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 11.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 12.
Таблица 11 - Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ
|
№ ИИК |
Наименование ИИК |
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии |
УСПД (ИВКЭ) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС №531 Ваулово 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. №1 |
ТОЛ 10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 11136; 12044 Г осреестр № 7069-79 |
ЗНОЛ-06 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 12753; 12946; 13228 Г осреестр № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0107070079 Г осреестр № 27524-04 |
- |
|
2 |
ПС №531 Ваулово 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. №3 |
ТОЛ 10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 12144 Г осреестр № 7069-79 ТЛШ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 19547 Г осреестр № 11077-03 |
ЗНОЛ-06 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 12753; 12946; 13228 Г осреестр № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0107070107 Г осреестр № 27524-04 |
- |
|
3 |
ПС №531 Ваулово 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. №5 |
ТОЛ 10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 19666; 70272 Г осреестр № 7069-79 |
ЗНОЛ-06 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 12753; 12946; 13228 Г осреестр № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0107075121 Г осреестр № 27524-04 |
- |
|
4 |
ПС №531 Ваулово 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. №7 |
ТОЛ 10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 15976; 15975 Г осреестр № 7069-79 |
ЗНОЛ-06 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 12753; 12946; 13228 Г осреестр № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0107072163 Г осреестр № 27524-04 |
- |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
5 |
ПС №531 Ваулово 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. №9 |
ТОЛ 10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 4702; 4637 Г осреестр № 7069-79 |
ЗНОЛ-06 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 12753; 12946; 13228 Г осреестр № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0107070100 Г осреестр № 27524-04 |
- |
|
6 |
ПС №531 Ваулово 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. №11 |
ТОЛ 10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 13433; 13946 Г осреестр № 7069-79 |
ЗНОЛ-06 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 12753; 12946; 13228 Г осреестр № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0107076097 Г осреестр № 27524-04 |
- |
|
7 |
ПС №531 Ваулово 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. №2 |
ТОЛ 10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 16022; 15970 Г осреестр № 7069-79 |
ЗНОЛ-06 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1047; 14711; 826 Г осреестр № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0107076226 Г осреестр № 27524-04 |
- |
|
8 |
ПС №531 Ваулово 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. №4 |
ТОЛ 10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 6236; 67752 Г осреестр № 7069-79 |
ЗНОЛ-06 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1047; 14711; 826 Г осреестр № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0107070114 Г осреестр № 27524-04 |
- |
|
9 |
ПС №531 Ваулово 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. №6 |
ТОЛ 10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 12014; 12120 Г осреестр № 7069-79 |
ЗНОЛ-06 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1047; 14711; 826 Г осреестр № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0107070009 Г осреестр № 27524-04 |
- |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
10 |
ПС №531 Ваулово 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. №8 |
ТОЛ 10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 8333; 4662 Г осреестр № 7069-79 |
ЗНОЛ-06 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1047; 14711; 826 Г осреестр № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0107070121 Г осреестр № 27524-04 |
- |
|
11 |
ПС №531 Ваулово 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. №10 |
ТОЛ 10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 11167; 12043 Г осреестр № 7069-79 |
ЗНОЛ-06 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1047; 14711; 826 Г осреестр № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0107070050 Г осреестр № 27524-04 |
- |
|
12 |
ПС №531 Ваулово 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. №12 |
ТОЛ 10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 13781; 13887 Г осреестр № 7069-79 |
ЗНОЛ-06 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1047; 14711; 826 Г осреестр № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0107070072 Г осреестр № 27524-04 |
- |
|
13 |
ПС №382 Венюково 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. №34 |
ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 46186; 26860 Г осреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 488 Г осреестр № 380-49 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01265675 Г осреестр № 31857-11 |
- |
|
14 |
ПС №382 Венюково 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. №50 |
ТВЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 22476; 2245 Г осреестр № 1856-63 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № СТПВ Г осреестр № 380-49 |
Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01265670 Г осреестр № 31857-11 |
- |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
15 |
ПС №357 Елохово 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, ф. №3 |
ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 18938; 17528 Г осреестр № 814-53 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 200 Г осреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0107075188 Г осреестр № 27524-04 |
- |
|
16 |
ПС №357 Елохово 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, ф. №5 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 82373; 91050 Г осреестр № 1856-63 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 200 Г осреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0107070128 Г осреестр № 27524-04 |
- |
|
17 |
ПС №357 Елохово 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, ф. №7 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 91011; 8636 Г осреестр № 1856-63 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 200 Г осреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0107070044 Г осреестр № 27524-04 |
- |
|
18 |
ПС №357 Елохово 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, ф. №4 |
ТПФМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 16505; 27819 Г осреестр № 814-53 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 6000/100 Зав. № 653 Г осреестр № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0107070065 Г осреестр № 27524-04 |
- |
|
19 |
ПС №357 Елохово 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, ф. №8 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 16360; 82986 Г осреестр № 1856-63 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 6000/100 Зав. № 653 Г осреестр № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0107070093 Г осреестр № 27524-04 |
- |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
20 |
ПС №385 Ефремово 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, ф. №2 |
ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 80452; 81367 Г осреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 783 Г осреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0107070016 Г осреестр № 27524-04 |
- |
|
21 |
ПС №385 Ефремово 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, ф. №10 |
ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 2728; 7391 Г осреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 783; Г осреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0811111159 Г осреестр № 36697-08 |
- |
|
22 |
ПС №385 Ефремово 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, ф. №5 |
ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 23514; 58870 Г осреестр № 1856-63 |
НАМИ-10 кл.т 0,2 Ктн = 6000/100 Зав. № 105 Г осреестр № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0107075146 Г осреестр № 27524-04 |
- |
|
23 |
ПС №615 Бугры 220/110/35/ 10/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. №23 |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 3786; 2667 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 9832 Г осреестр № 2611-70 НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2785 Г осреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0103063093 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С70 №01351 Г осреестр №28822-05 |
|
24 |
ПС №615 Бугры 220/110/35/ 10/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. №41 |
ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 3119; 3670 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 4785 Г осреестр № 380-49 НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2785 Г осреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0106060135 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С70 №01351 Г осреестр №28822-05 |
Таблица 12 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
|
Номер ИИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | ||
|
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—!-изм—I120% | ||
|
1 - 12, 15 - 17, 20, 21, 23, 24, (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
±2,2 |
±1,6 |
±1,5 |
|
0,9 |
±2,6 |
±1,8 |
±1,6 | |
|
0,8 |
±3,2 |
±2,1 |
±1,8 | |
|
0,7 |
±3,8 |
±2,3 |
±2,0 | |
|
0,5 |
±5,7 |
±3,2 |
±2,6 | |
|
13, 14, (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,9 |
±2,4 |
±1,4 |
±1,2 | |
|
0,8 |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
0,7 |
±3,6 |
±2,0 |
±1,6 | |
|
0,5 |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
18, 19, 22 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
1,0 |
±2,1 |
±1,6 |
±1,4 |
|
0,9 |
±2,6 |
±1,7 |
±1,5 | |
|
0,8 |
±3,1 |
±2,0 |
±1,7 | |
|
0,7 |
±3,7 |
±2,2 |
±1,8 | |
|
0,5 |
±5,6 |
±3,1 |
±2,4 | |
|
Номер ИИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | ||
|
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—1120% | ||
|
1 - 12, 15 - 17, 20, 21, 23, 24, (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,9 |
±7,1 |
±4,0 |
±3,1 |
|
0,8 |
±5,1 |
±3,0 |
±2,5 | |
|
0,7 |
±4,3 |
±2,6 |
±2,3 | |
|
0,5 |
±3,5 |
±2,3 |
±2,1 | |
|
13, 14, (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,9 |
±6,5 |
±3,5 |
±2,7 |
|
0,8 |
±4,5 |
±2,5 |
±2,0 | |
|
0,7 |
±3,6 |
±2,1 |
±1,7 | |
|
0,5 |
±2,7 |
±1,6 |
±1,4 | |
|
18, 19, 22 (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
0,9 |
±7,0 |
±3,8 |
±2,8 |
|
0,8 |
±5,1 |
±2,9 |
±2,3 | |
|
0,7 |
±4,2 |
±2,5 |
±2,2 | |
|
0,5 |
±3,4 |
±2,2 |
±2,0 | |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1 Характеристики относительной погрешности ИИК АИИС КУЭ даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.)
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95
3 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 11. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
4 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИИК, перечисленных в таблице 11 -активная, реактивная.
5 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02-Uhom;
- сила тока от Ihom до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,85^Uhom до 1,1-Uhom,
- сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom;
- температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов.
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов.
- счетчики электроэнергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов.
- промышленные серверы SC826A и HP ProLiant DL180 G6 - средний срок службы 20 лет.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью протоколов IP/TCP и протоколов модемной связи с помощью технологии GSM.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована).
- УСПД (функция автоматизирована).
- серверах уровня ИВК
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток, при отключении питания - не менее 10 лет;
- ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 3 лет
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 13.
Таблица 13 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Кол-во, шт. |
|
1. Трансформатор тока |
ТОЛ 10 |
23 |
|
2. Трансформатор тока |
ТЛШ-10 |
1 |
|
3. Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
6 |
|
4. Трансформатор тока |
ТВЛ-10 |
2 |
|
5. Трансформатор тока |
ТПФМ-10 |
4 |
|
6. Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
8 |
|
7. Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
4 |
|
8. Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-06 |
6 |
|
9. Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
7 |
|
10. Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
2 |
|
11. Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
1 |
|
12. Счетчик электр. энергии |
СЭТ-4ТМ.03 |
21 |
|
13. Счетчик электр. энергии |
Альфа А1800 |
2 |
|
14. Счетчик электр. энергии |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 |
|
15. УСПД |
СИКОН С70 |
1 |
|
16. Сервер СД |
ProLiant DL180 G6 |
1 |
|
17. Сервер БД |
SuperMicro SC826A |
1 |
|
18. Методика поверки |
РТ-МП-2864-500-2015 |
1 |
|
19. Паспорт - формуляр |
61702070.411711.009 ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2864-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» (ФБУ - в/ч 33877). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 16.11.2015 г.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу ИЛГШ.411152.126РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ.4ТМ.05. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
- счетчиков Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.
- УСВ-2 - по документу ВЛСТ 237.00.000МП «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.;
- СИКОН С70 - по документу ВЛСТ 220.00.000МП «Контролеры сетевые идустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утверждённому ФГУП ВНИИМС в 2005 г.;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» (ФБУ - в/ч 33877). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений 1882/550-01.00229-2015 от 01.12.2015 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
3. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Смотрите также
