Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) потребления Филиала "Ульяновский" ПАО "Т Плюс" г. Ульяновск
| Номер в ГРСИ РФ: | 63783-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "СТАНДАРТ", г.Нижний Новгород |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) потребления Филиала «Ульяновский» ПАО «Т Плюс» г. Ульяновск (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 63783-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) потребления Филиала "Ульяновский" ПАО "Т Плюс" г. Ульяновск |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ООО "СТАНДАРТ", г.Нижний Новгород
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 63783-16: Описание типа СИ | Скачать | 154.2 КБ | |
| 63783-16: Методика поверки | Скачать | 1.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) потребления Филиала «Ульяновский» ПАО «Т Плюс» г. Ульяновск (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений, которая состоит из 16 измерительных каналов (ИК), указанных в таблице 2 (16 точек измерений).
ИК АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - комплексы измерительно-информационные (далее - ИИК), включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики) и вторичные измерительные цепи.
2-й уровень - комплексы электроустановок измерительно-вычислительные (далее -ИВКЭ) ПС 110/10/6 кВ «Центральная» и ПС 110/6 кВ «Белый Ключ», включающие в себя устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) ЭКОМ-3000 (Госреестр СИ РФ № 17049-09, зав. № 05145472) и ARIS MT200 (Госреестр СИ РФ № 53992-13, зав. № 09140082)
соответственно, линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи.
3-й уровень - комплекс информационно-вычислительный (далее - ИВК), включающий в себя сервер опроса и БД, с установленным серверным программным обеспечением ПТК "Энергосфера", устройство синхронизации системного времени УСВ-2, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение, АРМы.
Для ПС 110/35/10/6 кВ «Северная» (ИК № 1, 2, 13, 14) уровень ИВКЭ совмещен с уровнем ИВК.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются мгновенные значения активной, реактивной 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.
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков, установленных на ТП 6/0,4 кВ «КНС-1», осуществляется по интерфейсу RS-485 на коммуникатор PGC. С которого посредством GSM/GPRS канала передачи данных сигнал поступает на коммуникатор PGC,
подключенный по интерфейсу RS-232 к УСПД ПС 110/6 кВ «Белый Ключ» (счетчики -каналообразующая аппаратура - УСПД).
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков, установленных на ПС 110/10/6 кВ «Центральная» и ПС 110/6 кВ «Белый Ключ», осуществляется по интерфейсу RS-485 на УСПД уровня ИВКЭ. С УСПД информация по интерфейсу RS-232 поступает на коммуникаторы PGC. С которых посредством GSM/GPRS каналов передачи данных информация передается на коммуникаторы PGC, подключенные по интерфейсу RS-232 к серверу опроса и базы данных ИВК (УСПД - каналообразующая аппаратура - сервер ИВК).
На ПС 110/35/10/6 кВ «Северная», в виду отсутствия УСПД уровня ИВКЭ, передача цифрового сигнала с выходов счетчиков осуществляется напрямую на ИВК, посредством сквозного канала, созданного на основе Ethernet-сервера NPort 5450. Сигнал с выходов счетчиков по интерфейсу RS-485 поступает на Ethernet-сервер, преобразуется в интерфейс RS-232 и поступает на вход GSM-модема. С которого посредством GSM/GPRS канала передачи данных сигнал передается на коммуникаторы PGC, подключенные по интерфейсу RS-232 к серверу опроса и базы данных ИВК (счетчик - каналообразующая аппаратура - сервер ИВК).
При выходе из строя линий связи или УСПД предусмотрен ручной сбор измерительной информации с оптопортов счетчиков с использованием инженерного пульта (ноутбука) с оптическим преобразователем и программным обеспечением для работы со счётчиками системы, с последующим переносом этой информации в базу данных сервера.
На сервере ИВК осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и отображение информации по подключенным к серверу устройствам.
На сервере ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске сервера БД ИВК.
Информация с сервера ИВК может быть передана на автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.
Передача информации заинтересованным субъектам происходит по основному и резервному каналам передачи данных:
- основной канал: по сети Internet (сервер ИВК - сети Internet - заинтересованные субъекты);
- резервный канал: сотовая связь стандарта GSM (сервер ИВК - GSM/GPRS коммуникатор - заинтересованные субъекты).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УСВ-2 (Госреестр СИ РФ № 41681-10, зав. № 3049). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Сличение шкалы времени сервера ИВК и шкалы времени УСВ-2 происходит 1 раз в час. Погрешность хода часов сервера ИВК не превышает ±1 с/сут. При каждом сеансе связи сервера ИВК с УСПД и не реже чем 1 раз в 30 мин. осуществляется сличение шкалы времени. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ±2 с. При каждом сеансе связи УСПД со счетчиками и не реже чем 1 раз в 30 мин. осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и УСПД. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ±2 с.
Погрешность системного времени не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
Набор программных компонентов АИИС КУЭ состоит из стандартизированного и специализированного программных обеспечений (ПО).
Специализированное ПО АИИС КУЭ представляет собой программный комплекс (ПК) «Энергосфера».
ПО АИИС КУЭ на базе ПК «Энергосфера» функционирует на нескольких уровнях:
- программное обеспечение инженерного пульта;
- программное обеспечение УСПД ИВКЭ;
- программное обеспечение АРМ персонала, сервера опроса и базы данных ИВК Филиала «Ульяновский» ПАО «Т Плюс» г. Ульяновск.
ПК «Энергосфера» предназначен для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счётчиков электроэнергии и УСПД ИВКЭ, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.
Метрологически значимой частью ПК «Энергосфера» является программный модуль сервера опроса «Библиотека» с наименованием файла pso_metr.dll . Данный модуль выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
И дентификационные данные ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
7.1 и выше |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 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 и измерительных трансформаторов.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК
|
Номер ИК |
Наименовани е объекта учета |
Состав 1-го уровня |
Ктт •Ктн •Ксч |
Вид энергии | ||||
|
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
1—н |
ПС 110/35/10/6 кВ «Северная», ЗРУ-10 кВ, 4 СШ, яч. № 42 |
II |
Кт=0,5 Ktt=300/5 № 1856-63 |
А |
ТВЛМ-10 |
74189 |
о о о о |
активная реактивная |
|
B |
- |
- | ||||||
|
C |
ТВЛМ-10 |
74149 | ||||||
|
ТН |
Кт=0,5 Ктн=10000/100 № 831-69 |
А |
НТМИ-10-66 У3 |
ТППА | ||||
|
B | ||||||||
|
C | ||||||||
|
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 № 20175-01 |
СЭТ-4ТМ.02.2 |
11034210 | |||||
|
ci |
ПС 110/35/10/6 кВ «Северная», ЗРУ-10 кВ, 3 СШ, яч. № 65 |
II |
Kt=0,5 Ktt=400/5 № 2473-00 |
А |
ТЛМ-10-1 У3 |
0482 |
о о о ОО |
активная реактивная |
|
B |
- |
- | ||||||
|
C |
ТЛМ-10-1 У3 |
4720 | ||||||
|
ТН |
Kt=0,5 Kth=10000/100 № 831-69 |
А |
НТМИ-10-66 У3 |
8259 | ||||
|
B | ||||||||
|
C | ||||||||
|
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 № 20175-01 |
СЭТ-4ТМ.02.2 |
12035047 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
СТ) |
ПС 110/6 кВ «Белый Ключ», КРУН-6 кВ, 2 СШ, яч. № 16 «BS-20» |
II |
Кт=0,5 Ктт=300/5 № 2473-69 |
А |
ТЛМ-10 |
8614 |
3600 |
активная реактивная |
|
B |
- |
- | ||||||
|
C |
ТЛМ-10 |
8618 | ||||||
|
ТН |
Кт=0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70 |
А |
НТМИ-6-66 |
3272 | ||||
|
B | ||||||||
|
C | ||||||||
|
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М |
0812144637 | |||||
|
ПС 110/6 кВ «Белый Ключ», КРУН-6 кВ, 2 СШ, яч. № 14 «Раб. пит.с.ЗВЕ» |
II |
Кт=0,5 Ктт=1000/5 № 2473-69 |
А |
ТЛМ-10 |
383 |
12000 |
активная реактивная | |
|
B |
- |
- | ||||||
|
C |
ТЛМ-10 |
3858 | ||||||
|
ТН |
Кт=0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70 |
А |
НТМИ-6-66 |
3272 | ||||
|
B | ||||||||
|
C | ||||||||
|
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М |
0806151271 | |||||
|
ПС 110/6 кВ «Белый Ключ», КРУН-6 КВ, 2 СШ, яч. № 6 «Раб. пит.с.ОВЕ» |
II |
Кт=0,5 Ктт=600/5 № 2473-69 |
А |
ТЛМ-10 |
3904 |
7200 |
активная реактивная | |
|
B |
- |
- | ||||||
|
C |
ТЛМ-10 |
3975 | ||||||
|
ТН |
Кт=0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70 |
А |
НТМИ-6-66 |
3272 | ||||
|
B | ||||||||
|
C | ||||||||
|
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М |
0806151098 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
о |
ПС 110/6 кВ «Белый Ключ», КРУН-6 кВ, 1 СШ, яч. № 5 «Раб. nuT.c.OBF» |
II |
Кт=0,5 Ктт=600/5 № 2473-69 |
А |
ТЛМ-10 |
4551 |
7200 |
активная реактивная |
|
B |
- |
- | ||||||
|
C |
ТЛМ-10 |
4744 | ||||||
|
ТН |
Кт=0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70 |
А |
НТМИ-6-66 |
5035 | ||||
|
B | ||||||||
|
C | ||||||||
|
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М |
0806151127 | |||||
|
ПС 110/6 кВ «Белый Ключ», КРУН-6 кВ, 1 СШ, яч. № 13 «BS-10» |
II |
Кт=0,5 Ктт=300/5 № 2473-69 |
А |
ТЛМ-10 |
1104 |
3600 |
активная реактивная | |
|
B |
- |
- | ||||||
|
C |
ТЛМ-10 |
1105 | ||||||
|
ТН |
Кт=0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70 |
А |
НТМИ-6-66 |
5035 | ||||
|
B | ||||||||
|
C | ||||||||
|
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М |
0806151218 | |||||
|
00 |
ПС 110/6 кВ «Белый Ключ», КРУН-6 кВ, 1 СШ, яч. № 15 «Рез. пит.с.ЗВЕ» |
II |
Кт=0,5 Ктт=1000/5 № 2473-69 |
А |
ТЛМ-10 |
3759 |
12000 |
активная реактивная |
|
B |
- |
- | ||||||
|
C |
ТЛМ-10 |
3822 | ||||||
|
ТН |
Кт=0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70 |
А |
НТМИ-6-66 |
5035 | ||||
|
B | ||||||||
|
C | ||||||||
|
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М |
0812145058 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
О' |
ПС 110/6 кВ «Белый Ключ», КРУН-6 кВ, 1 СШ, яч. № 19 «Свинокомплекс» |
II |
Кт=0,5 Ктт=100/5 № 2473-69 |
А |
ТЛМ-10 |
0339 |
1200 |
активная реактивная |
|
B |
- |
- | ||||||
|
C |
ТЛМ-10 |
0337 | ||||||
|
ТН |
Кт=0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70 |
А |
НТМИ-6-66 |
5035 | ||||
|
B | ||||||||
|
C | ||||||||
|
Счет чик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М |
0806151260 | |||||
|
10 |
ПС 110/6 кВ «Белый Ключ», КРУН-6 кВ, 1 СШ, яч. № 23 «КТП «БСУ» |
II |
Кт=0,5 Ktt=100/5 № 2473-69 |
А |
ТЛМ-10 |
0341 |
1200 |
активная реактивная |
|
B |
- |
- | ||||||
|
C |
ТЛМ-10 |
0324 | ||||||
|
ТН |
Кт=0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70 |
А |
НТМИ-6-66 |
5035 | ||||
|
B | ||||||||
|
C | ||||||||
|
Счет чик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М |
0812145041 | |||||
|
1—н 1—н |
ПС 110/10/6 кВ «Центральная», ЗРУ-6 кВ, V СШ, яч. № 507 |
II |
Кт=0,5 Ktt=1000/5 № 1261-02 |
А |
ТПОЛ-10 |
951 |
12000 |
активная реактивная |
|
B |
- |
- | ||||||
|
C |
ТПОЛ-10 |
17441 | ||||||
|
ТН |
Кт=0,5 Ктн=6000/100 № 16687-07 |
А |
НАМИТ-10 |
1212110000004 | ||||
|
B | ||||||||
|
C | ||||||||
|
Счет чик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
0803146906 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
12 |
ПС 110/10/6 кВ «Центральная», ЗРУ-6 кВ, VI СШ, яч. № 612 |
II |
Кт=0,5 Ктт=300/5 № 2363-68 |
А |
ТПЛМ-10 |
77430 |
3600 |
активная реактивная |
|
B |
- |
- | ||||||
|
C |
ТПЛМ-10 |
75602 | ||||||
|
ТН |
Кт=0,5 Ктн=6000/100 № 16687-07 |
А |
НАМИТ-10 |
0055100000012 | ||||
|
B | ||||||||
|
C | ||||||||
|
Счет чик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.02М.02 |
0808102542 | |||||
|
г--Н |
ПС 110/35/10/6 кВ «Северная», ЗРУ-6 кВ, 2 СШ, яч. № 18 |
II |
Кт=0,5 Ктт=600/5 № 1261-02 |
А |
ТПОЛ-10 У3 |
21086 |
7200 |
активная реактивная |
|
B |
- |
- | ||||||
|
C |
ТПОЛ-10 У3 |
2555 | ||||||
|
ТН |
Кт=0,5 Ктн=6000/100 № 831-53 |
А |
НТМИ-6 |
2520 | ||||
|
B | ||||||||
|
C | ||||||||
|
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 № 20175-01 |
СЭТ-4ТМ.02.2 |
12035082 | |||||
|
14 |
ПС 110/35/10/6 кВ «Северная», ЗРУ-6 кВ, 1 СШ, яч. № 10 |
II |
Кт=0,5 Ктт=150/5 № 1276-59 |
А |
ТПЛ-10 У3 |
3828 |
1800 |
активная реактивная |
|
B |
- |
- | ||||||
|
C |
ТПЛ-10 У3 |
4332 | ||||||
|
ТН |
Кт=0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70 |
А |
НТМИ-6-66 У3 |
979 | ||||
|
B | ||||||||
|
C | ||||||||
|
Счетчик |
Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 № 20175-01 |
СЭТ-4ТМ.02.2 |
11030206 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
IT) 1—н |
ТП 6/0,4 кВ КНС-1, РУ-0,4 кВ, ввод 1 КНС-1 |
II |
Кт=0,5 Ктт=200/5 № 52667-13 |
А |
Т-0,66 У3 |
346948 |
о |
активная реактивная |
|
B |
Т-0,66 У3 |
346950 | ||||||
|
C |
Т-0,66 У3 |
346951 | ||||||
|
ТН |
- |
А |
- |
- | ||||
|
B | ||||||||
|
C | ||||||||
|
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
0807151047 | |||||
|
16 |
ТП 6/0,4 кВ «КНС-1», РУ-0,4 кВ, ввод 2 КНС-1 |
II |
Кт=0,5 Ктт=200/5 № 52667-13 |
А |
Т-0,66 У3 |
346952 |
о |
активная реактивная |
|
B |
Т-0,66 У3 |
346953 | ||||||
|
C |
Т-0,66 У3 |
346954 | ||||||
|
ТН |
- |
А |
- |
- | ||||
|
B | ||||||||
|
C | ||||||||
|
Счетчик |
Kt=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
0807151114 | |||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
сosф |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
1; 2; 11; 13; 14 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
1,0 |
- |
±1,8 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,9 |
- |
±2,5 |
±1,4 |
±1,2 | |
|
0,8 |
- |
±3,0 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,0 |
±1,6 | |
|
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
3-10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
1,0 |
- |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 |
|
0,9 |
- |
±2,3 |
±1,3 |
±1,0 | |
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±1,6 |
±1,2 | |
|
0,7 |
- |
±3,5 |
±1,9 |
±1,5 | |
|
0,5 |
- |
±5,4 |
±2,9 |
±2,2 | |
|
12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
1,0 |
- |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 |
|
0,9 |
- |
±2,3 |
±1,3 |
±1,0 | |
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±1,6 |
±1,2 | |
|
0,7 |
- |
±3,5 |
±1,9 |
±1,5 | |
|
0,5 |
- |
±5,4 |
±2,9 |
±2,2 | |
|
15; 16; (ТТ 0,5; Сч 0,2S) |
1,0 |
- |
±1,7 |
±0,9 |
±0,6 |
|
0,9 |
- |
±2,2 |
±1,1 |
±0,8 | |
|
0,8 |
- |
±2,8 |
±1,4 |
±1,0 | |
|
0,7 |
- |
±3,4 |
±1,7 |
±1,2 | |
|
0,5 |
- |
±5,3 |
±2,6 |
±1,8 | |
|
Номер ИК |
сosф |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
1; 2; 13; 14 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) |
0,9 |
- |
±6,6 |
±3,6 |
±2,7 |
|
0,8 |
- |
±4,6 |
±2,6 |
±2,1 | |
|
0,7 |
- |
±3,7 |
±2,2 |
±1,8 | |
|
0,5 |
- |
±2,9 |
±1,8 |
±1,5 | |
|
11 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) |
0,9 |
- |
±6,5 |
±3,6 |
±2,7 |
|
0,8 |
- |
±4,6 |
±2,6 |
±2,1 | |
|
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,2 |
±1,8 | |
|
0,5 |
- |
±3,0 |
±1,8 |
±1,5 | |
|
3-10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,9 |
- |
±6,5 |
±3,6 |
±2,7 |
|
0,8 |
- |
±4,6 |
±2,6 |
±2,1 | |
|
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,2 |
±1,8 | |
|
0,5 |
- |
±3,0 |
±1,8 |
±1,5 | |
|
12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,9 |
- |
±6,5 |
±3,6 |
±2,7 |
|
0,8 |
- |
±4,6 |
±2,6 |
±2,1 | |
|
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,2 |
±1,8 | |
|
0,5 |
- |
±3,0 |
±1,8 |
±1,5 | |
|
Номер ИК |
сosф |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии | |||
|
81(2)%, |
85 %, |
820 %, |
8100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
15; 16; (ТТ 0,5; Сч 0,5) |
0,9 |
- |
±6,4 |
±3,3 |
±2,3 |
|
0,8 |
- |
±4,5 |
±2,4 |
±1,8 | |
|
0,7 |
- |
±3,7 |
±2,0 |
±1,5 | |
|
0,5 |
- |
±2,9 |
±1,6 |
±1,3 | |
|
Номер ИК |
сosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
|
81(2)%, |
85 %, |
820 %, |
8100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
1; 2; 11; 13; 14 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
1,0 |
- |
±2,2 |
±1,7 |
±1,6 |
|
0,9 |
- |
±2,9 |
±2,0 |
±1,9 | |
|
0,8 |
- |
±3,4 |
±2,2 |
±2,0 | |
|
0,7 |
- |
±3,9 |
±2,5 |
±2,2 | |
|
0,5 |
- |
±5,7 |
±3,3 |
±2,7 | |
|
3-10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
1,0 |
- |
±1,9 |
±1,2 |
±1,1 |
|
0,9 |
- |
±2,5 |
±1,5 |
±1,3 | |
|
0,8 |
- |
±3,0 |
±1,8 |
±1,5 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,1 |
±1,7 | |
|
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
1,0 |
- |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,9 |
- |
±2,4 |
±1,5 |
±1,3 | |
|
0,8 |
- |
±3,0 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,1 |
±1,6 | |
|
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
15; 16; (ТТ 0,5; Сч 0,2S) |
1,0 |
- |
±1,8 |
±1,0 |
±0,8 |
|
0,9 |
- |
±2,3 |
±1,3 |
±1,0 | |
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±1,6 |
±1,2 | |
|
0,7 |
- |
±3,5 |
±1,8 |
±1,4 | |
|
0,5 |
- |
±5,3 |
±2,7 |
±1,9 | |
|
Номер ИК |
сosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
|
81(2)%, |
85 %, |
820 %, |
8100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I5 % |
I5 %— I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
1; 2; 13; 14 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) |
0,9 |
- |
±7,1 |
±4,0 |
±3,1 |
|
0,8 |
- |
±5,2 |
±3,1 |
±2,5 | |
|
0,7 |
- |
±4,3 |
±2,7 |
±2,3 | |
|
0,5 |
- |
±3,5 |
±2,3 |
±2,1 | |
|
Номер ИК |
сosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
|
§1(2)%, |
§5 %, |
§20 %, |
§100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
11 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) |
0,9 |
- |
±7,3 |
±4,8 |
±4,2 |
|
0,8 |
- |
±5,6 |
±4,1 |
±3,8 | |
|
0,7 |
- |
±4,9 |
±3,8 |
±3,6 | |
|
0,5 |
- |
±4,3 |
±3,6 |
±3,5 | |
|
3-10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,9 |
- |
±7,4 |
±5,0 |
±4,5 |
|
0,8 |
- |
±5,8 |
±4,4 |
±4,1 | |
|
0,7 |
- |
±5,2 |
±4,1 |
±4,0 | |
|
0,5 |
- |
±4,6 |
±3,9 |
±3,8 | |
|
12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,9 |
- |
±7,3 |
±4,8 |
±4,2 |
|
0,8 |
- |
±5,6 |
±4,1 |
±3,8 | |
|
0,7 |
- |
±4,9 |
±3,8 |
±3,6 | |
|
0,5 |
- |
±4,3 |
±3,6 |
±3,5 | |
|
15; 16; (ТТ 0,5; Сч 0,5) |
0,9 |
- |
±7,1 |
±4,6 |
±3,9 |
|
0,8 |
- |
±5,5 |
±4,0 |
±3,6 | |
|
0,7 |
- |
±4,8 |
±3,7 |
±3,5 | |
|
0,5 |
- |
±4,3 |
±3,6 |
±3,5 | |
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 (от 0,99 до 1,01) Uhom; ток (от 0,05 до 1,2) 1ном, 0,5 инд. < cosф > 0,8 емк;
- температура окружающей среды (23 ±2) °С.
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (от 0,9 до 1,1) Uhom; ток (от 0,05 до 1,2) Ihom; 0,5 инд. < cosф > 0,8 емк;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов в зависимости от вида климатического исполнения и категории размещения по ГОСТ 15150-69, для счетчиков ИК № 1, 2, 13, 14 - от минус 40 °С до плюс 55 °С, ИК № 3-12, 15, 16 -от минус 40 °С до плюс 60 °С; для УСПД ПС 110/6 кВ «Белый Ключ» - от минус 30 °С до плюс 50 °С, УСПД ПС 110/10/6 кВ «Центральная» - от минус 10 °С до плюс 50 °С;
5. Погрешность в рабочих условиях указана для 0,05^Ihom, cosф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 °С до 35°С, на ПС 110/6 кВ «Белый ключ» - от минус 5 °С до плюс 35 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 или ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 или ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных компонентов АИИС КУЭ на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надёжности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 1983-2001, определены средний срок службы и среднее время наработки на отказ;
- счетчик электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ То, не менее 55000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв, не более 2 ч.;
- счетчик электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.02М - среднее время наработки на отказ То, не менее 140000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв, не более 2 ч.;
- счетчик электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ То, не менее 165000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв, не более 2 ч.;
- УСПД «ЭКОМ-3000» - среднее время наработки на отказ То, не менее 75000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв, не более 24 ч.;
- УСПД «ARIS MT200» - среднее время наработки на отказ То, не менее 88000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв, не более 24 ч.;
- сервер БД уровня ИВК - среднее время наработки на отказ То, не менее 103700 часов, среднее время восстановления работоспособности Тв, не более 1 ч.
Оценка надёжности АИИС КУЭ в целом, не менее:
- Кг_АИИс КУЭ = 0,99 — коэффициент готовности;
- То_АИИС КУЭ = 1853,866 ч. - среднее время наработки на отказ.
Защита технических и программных средств АИИс КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УсПД, сервере ИВК;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:
- фактов параметрирования счетчиков;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции шкалы времени.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УсПД (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии сЭТ-4ТМ.03М, сЭТ-4ТМ.02М и сЭТ-4ТМ.02 -тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет при 25°C и не менее 2 лет при 50°C;
- УсПД - 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 3,5 лет;
- сервер ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) потребления Филиала «Ульяновский» ПАО «Т Плюс» г. Ульяновск.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) потребления Филиала «Ульяновский» ПАО «Т Плюс» г. Ульяновск
|
Наименование |
Количество |
|
1 |
2 |
|
Трансформатор тока ТЛМ-10 |
18 шт. |
|
Трансформатор тока ТПЛ-10 |
2 шт. |
|
Трансформатор тока ТПОЛ-10 |
4 шт. |
|
Трансформатор тока ТПЛМ-10 |
2 шт. |
|
Трансформатор тока ТВЛМ-10 |
2 шт. |
|
Трансформатор тока Т-0,66 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения НТМИ-10-66 |
2 шт. |
|
Трансформатор напряжения НАМИТ-10 |
2 шт. |
|
Трансформатор напряжения НТМИ-6-66 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения НТМИ-6 |
1 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М |
11 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.02М |
1 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.02 |
4 шт. |
|
Устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 |
1 шт. |
|
Устройство сбора и передачи данных ARIS MT200 |
1 шт. |
|
Устройство синхронизации системного времени УСВ-2 |
1 шт. |
|
Сервер ИВК HP DL380 |
1 шт. |
|
Инженерный пульт (ноутбук) |
1 шт. |
|
ПК (комплект) «Энергосфера» |
1 шт. |
|
Методика поверки |
1 шт. |
|
Паспорт - Формуляр СТПА.411711.УЛ01.ФО |
1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу МП 63783-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) потребления Филиала «Ульяновский» ПАО «Т Плюс» г. Ульяновск. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 12.02.2016 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- для счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - по методике поверки ИЛГШ.411152.087 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации, согласованной с ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ 20 июня 2000 г.;
- для счетчиков СЭТ-4ТМ.02М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- для 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, утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- для УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- для УСПД ARIS MT200 - по документу ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 13 мая 2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01 (Госреестр СИ РФ № 27008-04), принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
- переносной компьютер с оптическим преобразователем и ПО для работы со счётчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр «CENTER» (Госреестр СИ РФ № 22129-04): диапазон измерений температуры от минус 20 до 60 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) потребления Филиала «Ульяновский» ПАО «Т Плюс» г. Ульяновск.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Смотрите также
