Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оборонэнергосбыт" по Московской области №3 (ГТП в/ч 03863)
| Номер в ГРСИ РФ: | 66175-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оборонэнергосбыт» по Московской области №3 (ГТП в/ч 03863) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 66175-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оборонэнергосбыт" по Московской области №3 (ГТП в/ч 03863) |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 582 |
Производитель / Заявитель
ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва
Поверка
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 66175-16: Описание типа СИ | Скачать | 138.2 КБ | |
| 66175-16: Методика поверки РТ-МП-3560-500-2016 | Скачать | 1.9 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оборонэнергосбыт» по Московской области №3 (ГТП в/ч 03863) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс, включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ) включающий контролер сетевой индустриальный (далее по тексту - УСПД) СИКОН С70 (Госреестр № 28822-05), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включает в себя сервер сбора данных (ССД) регионального отделения АО «Оборонэнергосбыт», основной и резервный серверы баз данных (СБД) АО «Оборонэнергосбыт» г. Москва, автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-2 (Госреестр № 41681-09), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
В качестве ССД используется сервер HP Proliant DL180G6, установленный в региональном отделении АО «Оборонэнергосбыт» г. Москва. В качестве СБД используются серверы SuperMicro SC826A. СБД установлен в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) АО «Оборонэнергосбыт» г. Москва.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и нарастающим итогом на начало расчетного периода (день, месяц);
- автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
- ведение журналов событий счетчиков и ИВК.
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи по стандарту RS-485 поступает в УСПД СИКОН С70, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение и передача результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ. Передача результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ происходит по каналу GSM. Роль передающего устройства выполняет GSM модем, установленный в шкафу АИИС КУЭ. ССД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения осуществляет обработку полученой измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации на СБД по протоколу «Пирамида» посредством межмашинного обмена через распределенную вычислительную сеть АО «Оборонэнергосбыт» г. Москва (основной канал) либо по электронной почте путем отправки файла с данными, оформленными в соответствии с протоколом «Пирамида» (резервный канал). СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-2. Коррекция времени в УСВ-2 происходит от GPS-приёмника.
ССД и СБД синхронизируют время с устройствами синхронизации времени УСВ-2. Синхронизация времени серверов происходит каждый час, коррекция времени серверов с временем УСВ-2 осуществляется независимо от расхождении с временем УСВ-2, т.е. серверы входит в режим подчинения устройствам точного времени и устанавливают время с УСВ-2.
Сличение времени УСПД с временем ССД - при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1,0 с.
Сличение времени счетчиков с временем УСПД - при каждом обращении к счетчику, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1,0 с.
Предел абсолютной погрешности СОЕВ не превышает ±5 с в сутки.
Программное обеспечение
Набор программных компонентов АИИС КУЭ состоит из стандартизированного и специализированного программного обеспечения (ПО).
Под стандартизированным ПО используются операционные системы линейки Microsoft Windows а также Системы управления базами данных. Данное ПО имеет сертификаты соответсвия Федеральной службы по техническому и экспортному контролю (ФСТЭК России) и пригодно к применению на территории Российской Федерации.
Специализированное ПО АИИС КУЭ представляет собой программный комплекс ПО «Пирамида 2000». Данное ПО функционирует на уровне ИВК
Метрологически значимой частью ПО «Пирамида 2000» являются специализированные программные части (модули). Данные программные части выполняют функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета. Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО «Пирамида 2000» приведены в таблицах 1.1-1.9.
Таблица 1.1
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
Таблица 1.2
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
3 ef7fb23 cf160f566021bf19264ca8d6 |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль расчета небаланса э нергии/мощности |
Таблица 1.3
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
Таблица 1.4
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83 |
|
Другие идентификационные данные |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Таблица 1.5
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
Таблица 1.6
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
Таблица 1.7
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
Таблица 1.8
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации |
Таблица 1.9
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ. Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го уровня и 2-го уровня ИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
|
№ ИК |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала | |||
|
Трансформаторы тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
ИВКЭ (УСПД) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС №615 Бугры 220/110/35 /10/6 кВ ЗРУ-6 кВ, ф. №3 |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 3530; 3864 Госреестр № 1261-59 |
НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 429 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0103067121 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С70 Зав. № 01351 Госреестр № 28822-05 |
|
2 |
ПС №615 Бугры 220/110/35 /10/6 кВ ЗРУ-6 кВ, ф. №5 |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 1483; 3004 Госреестр № 1261-59 |
НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 429 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0103067178 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С70 Зав. № 01351 Госреестр № 28822-05 |
|
3 |
ПС №615 Бугры 220/110/35 /10/6 кВ ЗРУ-6 кВ, ф. №6 |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 3052; 2342 Госреестр № 126159 |
НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 429 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0103064121 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С70 Зав. № 01351 Госреестр № 28822-05 |
|
4 |
ПС №615 Бугры 220/110/35 /10/6 кВ ЗРУ-6 кВ, ф. №7 |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 3509; 3966 Госреестр № 1261-59 |
НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 429 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0103067032 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С70 Зав. № 01351 Госреестр № 28822-05 |
|
5 |
ПС №615 Бугры 220/110/35 /10/6 кВ ЗРУ-6 кВ, ф. №9 |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 22108; 3611 Госреестр № 1261-59 |
НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 429 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0103063044 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С70 Зав. № 01351 Госреестр № 28822-05 |
|
6 |
ПС №615 Бугры 220/110/35 /10/6 кВ ЗРУ-6 кВ, ф. №10 |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 2995; 3506 Госреестр № 1261-59 |
НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 429 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0103063114 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С70 Зав. № 01351 Госреестр № 28822-05 |
|
7 |
ПС №615 Бугры 220/110/35 /10/6 кВ ЗРУ-6 кВ, ф. №14 |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 1477; 1346 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 429 Г осреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0103067219 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С70 Зав. № 01351 Г осреестр № 28822-05 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
8 |
ПС №615 Бугры 220/110/35 /10/6 кВ ЗРУ-6 кВ, ф. №20 |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 1445; 2049 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 9832 Госреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0103067194 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С70 Зав. № 01351 Госреестр № 28822-05 |
|
9 |
ПС №615 Бугры 220/110/35 /10/6 кВ ЗРУ-6 кВ, ф. №21 |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 816; 1443 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 9832 Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0103067187 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С70 Зав. № 01351 Госреестр № 28822-05 |
|
10 |
ПС №615 Бугры 220/110/35 /10/6 кВ ЗРУ-6 кВ, ф. №24 |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 1594; 23795 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 9832 Госреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0103067192 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С70 Зав. № 01351 Госреестр № 28822-05 |
|
11 |
ПС №615 Бугры 220/110/35 /10/6 кВ ЗРУ-6 кВ, ф. №25 |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 3230; 20145 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 9832 Госреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0106063023 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С70 Зав. № 01351 Госреестр № 28822-05 |
|
12 |
ПС №615 Бугры 220/110/35 /10/6 кВ ЗРУ-6 кВ, ф. №26 |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 3067; 3680 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 9832 Госреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0106063141 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С70 Зав. № 01351 Госреестр № 28822-05 |
|
13 |
ПС №615 Бугры 220/110/35 /10/6 кВ ЗРУ-6 кВ, ф. №27 |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 4465; 3113 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6-66 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 9832 Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0106063210 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С70 Зав. № 01351 Г осреестр № 28822-05 |
|
14 |
ПС №615 Бугры 220/110/35 /10/6 кВ ЗРУ-6 кВ, ф. №37 |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 1486; 1429 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 4785 Г осреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0106060128 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С70 Зав. № 01351 Г осреестр № 28822-05 |
|
15 |
ПС №615 Бугры 220/110/35 /10/6 кВ ЗРУ-6 кВ, ф. №38 |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 21022; 21108 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 4785 Г осреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0106063119 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С70 Зав. № 01351 Г осреестр № 28822-05 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
16 |
ПС №615 Бугры 220/110/35 /10/6 кВ ЗРУ-6 кВ, ф. №39 |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 991; 1439 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 4785 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0106064083 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С70 Зав. № 01351 Госреестр № 28822-05 |
|
17 |
ПС №615 Бугры 220/110/35 /10/6 кВ ЗРУ-6 кВ, ф. №42 |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 805; 1341 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 4785 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0106063147 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С70 Зав. № 01351 Госреестр № 28822-05 |
|
18 |
ПС №615 Бугры 220/110/35 /10/6 кВ ЗРУ-6 кВ, ф. №43 |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 21861; 988 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 4785 Госреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0106060177 Г осреестр № 27524-04 |
СИКОН С70 Зав. № 01351 Госреестр № 28822-05 |
|
19 |
ПС №615 Бугры 220/110/35 /10/6 кВ ЗРУ-6 кВ, ф. №44 |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 1601; 3888 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 4785 Г осреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0807131546 Г осреестр № 36697-08 |
СИКОН С70 Зав. № 01351 Г осреестр № 28822-05 |
|
20 |
ПС №615 Бугры 220/110/35 /10/6 кВ ЗРУ-6 кВ, ф. №46 |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 21027; 1527 Г осреестр № 1261-59 |
НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 4785 Г осреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0810125308 Г осреестр № 36697-08 |
СИКОН С70 Зав. № 01351 Г осреестр № 28822-05 |
Таблица 3
|
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | ||||
|
Номер ИК |
cosф |
(±) §5 %, |
(±) §20 %, |
(±) §100 %, |
|
I5 %^ I изм< I 20 % |
I 20 %^ I изм< I 100 % |
I100 %^ I изм~ I 120 % | ||
|
1 - 20 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
2,2 |
1,7 |
1,6 |
|
0,9 |
2,7 |
1,9 |
1,7 | |
|
0,8 |
3,2 |
2,1 |
1,9 | |
|
0,7 |
3,8 |
2,4 |
2,1 | |
|
0,5 |
5,7 |
3,3 |
2,7 | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (6), % | ||||
|
Номер ИК |
cosф |
(±) §5 %, |
(±) §20 %, |
(±) §100 %, |
|
I5 %^ I изм< I 20 % |
I 20 %^ I изм< I 100 % |
I100 %^ I изм~ I 120 % | ||
|
1 - 20 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,9 |
7,6 |
4,2 |
3,2 |
|
0,8 |
5,0 |
2,9 |
2,4 | |
|
0,7 |
4,2 |
2,6 |
2,2 | |
|
0,5 |
3,3 |
2,2 |
2,0 | |
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).
2. В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98/Лном до 1,02^ином;
- сила тока от 1ном до 1,2^ном, cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9^ином до 1,1-ином,
- сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном;
- 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.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ 52425-2005.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими
характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7. Вид энергии для всех ИК АИИС КУЭ - активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 2 часа;
- для УСПД Тв < 2 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
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, серверах, АРМ;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД, сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 45 суток;
- УСПД - тридцатиминутное приращениях электроэнергии - не менее 45 суток;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Тип |
Кол-во, шт |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
40 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
2 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
18 |
|
Контроллер |
СИКОН ТС65 |
1 |
|
Контроллер сетевой индустриальный |
СИКОН С70 |
1 |
|
Сервер СД АО «Оборонэнергосбыт» |
HP Proliant DL180 |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
2 |
|
GSM Модем |
Teleofis RX100-R |
1 |
|
Источник бесперебойного питания |
APC Smart-UPS 1000 RM |
1 |
|
Сервер БД АО «Оборонэнергосбыт» |
SuperMicro SC826A |
2 |
|
GSM Модем |
Cinterion MC35i |
2 |
|
Коммутатор |
3Com 2952-SFP Plus |
2 |
|
Источник бесперебойного питания |
APC Smart-UPS 3000 RM |
2 |
|
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.582 ПФ-2016 |
1 |
|
Методика поверки |
РТ-МП-3560-500-2016 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-3560-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оборонэнергосбыт» по Московской области №3 (ГТП в/ч 03863). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 10 октября 2016 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- для счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М -по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- для счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03 - по документу ИЛГШ.411152.124РЭ1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
- для контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 - по документу ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
- 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 счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Московской области №3 (ГТП в/ч 42791, в/ч 52946, в/ч 03863). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0077/2011-01.00324-2011 от 14.12.2011
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
Смотрите также
