Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оборонэнергосбыт" по Калужской области №5 (ГТП Шепелево, Электрон)
| Номер в ГРСИ РФ: | 66189-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оборонэнергосбыт» по Калужской области №5 (ГТП Шепелево, Электрон) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 66189-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оборонэнергосбыт" по Калужской области №5 (ГТП Шепелево, Электрон) |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 504 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва
Поверка
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 66189-16: Описание типа СИ | Скачать | 125.9 КБ | |
| 66189-16: Методика поверки МП 206.1-116-2016 | Скачать | 1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оборонэнергосбыт» по Калужской области №5 (ГТП Шепелево, Электрон) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ построенная на основе ИИС «Пирамида» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) СИ 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные комплексы (ИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Измерительная информация по ИК № 4 - 13 поступает на УСПД типа СИКОН С70 (Рег. № 28822-05), для ИК № 1 - 3 функции ИВКЭ выполняет информационновычислительный комплекс.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора данных (ССД) регионального отделения АО «Оборонэнергосбыт» г. Москва, основной и резервный серверы баз данных (СБД) АО «Оборонэнергосбыт» г. Москва, коммутационное оборудование, автоматизированное рабочее место (АРМ), устройства синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2 (Рег. № 41681-09), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АРМ оператора представляет собой персональный компьютер, на котором установлена клиентская часть программного обеспечения (ПО) «Пирамида 2000. АРМ». АРМ по ЛВС предприятия связано с сервером, на котором установлено ПО «Пирамида 2000. Сервер». Для этого в настройках ПО «Пирамида 2000. АРМ» указывается IP-адрес сервера.
В качестве ССД используется сервер HP Proliant DL180, 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;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу 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 (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
- передача журналов событий счетчиков.
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика. 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.
Для ИК 1 - 3 цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи и далее через коммутационное оборудование по сети Интернет поступает на ССД (в случае если отсутствует TCP-соединение с коммутационным оборудованием, сервер устанавливает CSD-соединение по сети GSM).
Для ИК 4 - 13 цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи 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 Teleofis, установленный в шкафу АИИС КУЭ.
ССД АИИС КУЭ при помощи ПО осуществляет обработку измерительной информации, 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 ПО осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации всем заинтересованным субъектам (АО «АТС») 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.
В качестве базовых приборов СОЕВ используется УСВ-2.
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 расхождения 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 происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1 с.
Сличение часов счетчиков для ИК № 1 - 3, где УСПД отсутствует, с часами ССД происходит 1 раз в сутки, корректировка осуществляется при расхождении на величину более ±1 с.
Сличение часов счетчиков ИК № 4 - 13 с часами УСПД происходит при каждом обращении к счетчику. Корректировка часов осуществляется при ежедневном сеансе независимо от времени расхождения.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО ССД и СБД АИИС КУЭ. Программные средства ССД и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Пирамида», ПО СОЕВ.
Идентификационные данные программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблицах 1-9.
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 Пирамида»________________________________
|
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 |
ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ АО «Оборонэнергосбыт» по Калужской области №5 (ГТП Шепелево, Электрон).
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ АО «Оборонэнергосбыт» по Калужской области №5 (ГТП Шепелево, Электрон) от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Средний» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ АО «Оборонэнергосбыт» по Калужской области №5 (ГТП Шепелево, Электрон) приведен в таблице 10.
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в таблице 11.
Таблица 10 - Состав измерительных компонентов АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование объекта |
Состав измерительных компонентов |
Вид электроэнергии | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
ИВКЭ (УСПД) | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ПС № 186 Оптино 35/10 кВ РУ-10 кВ, яч. №10 |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 70785; Зав. № 5451 Рег. № 2363-68 |
НТМИ-10-66 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 693 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0805102444 Рег. № 36697-08 |
- |
Активная Реактивная |
|
2 |
ПС №99 Ульяново 35/10 кВ РУ-10 кВ, яч. №3 |
ТПЛ-10 У3 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 9352; Зав. № 18889 Рег. № 1276-59 |
НАМИ-10 У2 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 2697 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0104060140 Рег. № 27524-04 |
- |
Активная Реактивная |
|
3 |
ПС №99 Ульяново 35/10 кВ РУ-10 кВ, яч. №8 |
ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 68851; Зав. № 15937 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1987 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0104061038 Рег. № 27524-04 |
- |
Активная Реактивная |
|
4 |
ПС №59 Кричина 110/35/6 кВ яч. №5 |
ТПЛ-10 У3 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 53481; Зав. № 51321 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1869 Рег. № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0105080300 Рег. № 27524-04 |
Сикон С70 Зав. № 01402 Рег. № 2882205 |
Активная Реактивная |
|
5 |
ПС №59 Кричина 110/35/6 кВ РУ-6 кВ, яч. №6 |
ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 5721; Зав. № 7251 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6-66 У3 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1000 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0805131482 Рег. № 36697-12 |
Сикон С70 Зав. № 01402 Рег. № 28822-05 |
Активная Реактивная |
|
6 |
ПС №136 Звягино 110/35/6 кВ РУ-6 кВ, яч. №13 |
ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 36802; Зав. № 30727 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1238 Рег. № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0104060021 Рег. № 27524-04 |
Сикон С70 Зав. № 01347 Рег. № 28822-05 |
Активная Реактивная |
Продолжение таблицы 10
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
7 |
ПС №136 Звягино 110/35/6 кВ РУ-6 кВ, яч. №14 |
ТПЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 11303; Зав. № 07276 Рег. № 2363-68 |
НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1238 Рег. № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0805102572 Рег. № 36697-08 |
Сикон С70 Зав. № 01347 Рег. № 28822-05 |
Активная Реактивная |
|
8 |
ПС №136 Звягино 110/35/6 кВ РУ-6 кВ, яч. №6 |
ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 53522; Зав. № 53526 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6-66 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 6981 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0104062187 Рег. № 27524-04 |
Сикон С70 Зав. № 01347 Рег. № 28822-05 |
Активная Реактивная |
|
9 |
ПС №136 Звягино 110/35/6 кВ РУ-6 кВ, яч. №10 |
ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 6966; Зав. № 7138 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6-66 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 6981 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0805102383 Рег. № 36697-08 |
Сикон С70 Зав. № 01347 Рег. № 28822-05 |
Активная Реактивная |
|
10 |
ПС №87 Мещовск 110/35/10 кВ РУ-10 кВ, яч. №7, КЛ-10 кВ №7 |
ТЛМ-10-2 У3 кл. т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 2575; Зав. № 6726 Рег. № 2473-69 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0020 Рег. № 18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0108070429 Рег. № 27524-04 |
Сикон С70 Зав. № 01241 Рег. № 28822-05 |
Активная Реактивная |
|
11 |
ПС №87 Мещовск 110/35/10 кВ РУ-10 кВ, яч. №8, ВЛ-10 кВ №8 |
ТЛМ-10-2 У3 кл. т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 2025; Зав. № 3727 Рег. № 2473-69 |
НАМИ-10 У 2 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 151 Рег. № 51198-12 |
СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0108070505 Рег. № 27524-04 |
Сикон С70 Зав. № 01241 Рег. № 28822-05 |
Активная Реактивная |
|
12 |
ПС №123 Мосальск 110/35/10 кВ РУ-10 кВ, яч. №3, КЛ-10 кВ №3 |
ТПЛ-10 У3 кл. т 0,5 Ктт = 20/5 Зав. № 0974; Зав. № 0644 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10-66 У3 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 4721 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0108072882 Рег. № 27524-04 |
Сикон С70 Зав. № 01976 Рег. № 28822-05 |
Активная Реактивная |
Продолжение таблицы 10
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
13 |
ПС №123 Мосальск 110/35/10 кВ РУ-10 кВ, яч. №6, КЛ-10 кВ №6 |
ТЛП-10-2 У3 кл. т 0,5 Ктт = 20/5 Зав. № 10559; Зав. № 10560 Рег. № 30709-08 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0557110000004 Рег. № 18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0108072658 Рег. № 27524-04 |
Сикон С70 Зав. № 01976 Рег. № 28822-05 |
Активная Реактивная |
Таблица 11 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Г раницы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | ||||
|
Номер ИК |
cosф |
§5 %, I 5 %^ I изм< I 20 % |
§20 %, |
§100 %, |
|
I20 %^ I изм< I 100 % |
I100 %^ I изм< I 120 % | |||
|
1, 5, 7, 9 ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S (ГОСТ Р 52323-2005) |
1,0 |
±1,9 |
±1,2 |
±1 |
|
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 |
±2,3 | |
|
2, 11 ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,2S (ГОСТ 30206-94) |
1,0 |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 |
|
0,9 |
±2,3 |
±1,3 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±2,8 |
±1,6 |
±1,2 | |
|
0,7 |
±3,5 |
±1,9 |
±1,4 | |
|
0,5 |
±5,4 |
±2,8 |
±2,0 | |
|
3, 4, 6, 8, 10, 12, 13 ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S (ГОСТ 30206-94) |
1,0 |
±2,3 |
±1,7 |
±1,6 |
|
0,9 |
±2,7 |
±1,9 |
±1,8 | |
|
0,8 |
±3,2 |
±2,2 |
±1,9 | |
|
0,7 |
±3,9 |
±2,5 |
±2,1 | |
|
0,5 |
±5,7 |
±3,4 |
±2,7 | |
|
Границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | ||||
|
Номер ИК |
cosф |
§5 %, I 5 %^ I изм< < I 20 % |
§20 %, |
§100 %, |
|
I20 %^ I изм< I 100 % |
I100 %^ I изм< I 120 % | |||
|
1, 5, 7, 9 ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0 (ГОСТ Р 52425-2005) |
0,87 |
±7,1 |
±3,9 |
±2,9 |
|
0,8 |
±4,5 |
±2,5 |
±1,9 | |
|
0,7 |
±3,7 |
±2,1 |
±1,7 | |
|
0,5 |
±2,7 |
±1,6 |
±1,3 | |
|
2, 11 ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5 (ГОСТ 30206-94) |
0,87 |
±7,0 |
±3,6 |
±2,5 |
|
0,8 |
±4,2 |
±2,2 |
±1,5 | |
|
0,7 |
±3,4 |
±1,8 |
±1,3 | |
|
0,5 |
±2,4 |
±1,3 |
±0,9 | |
|
3, 4, 6, 8, 10, 12, 13 ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5 (ГОСТ 30206-94) |
0,87 |
±6,6 |
±4,5 |
±4,1 |
|
0,8 |
±5,6 |
±4,1 |
±3,8 | |
|
0,7 |
±4,9 |
±3,8 |
±3,6 | |
|
0,5 |
±4,3 |
±3,5 |
±3,4 | |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК от плюс 5 до плюс 35 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 10.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 12.
Таблица 12 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от UH0M |
98 до102 |
|
- ток, % от 1ном |
100- до 120 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, °C |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8, емк. |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C |
от -30 до +45 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °C |
от -40 до +65 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД Сикон С70: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
113,7 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу, сутки |
45 |
|
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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, УССВ, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает
идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 13
Таблица 13
|
Наименование |
Тип |
Кол. |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
16 |
|
Трансформатор тока |
ТЛП-10-2 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛМ-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТЛМ-10-2 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 |
2 |
|
Электросчетчик |
СЭТ-4ТМ.03 |
9 |
|
Электросчетчик |
СЭТ-4ТМ.03М |
4 |
|
УСПД |
СИКОН С70 |
4 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УСВ-2 |
3 |
|
Методика поверки |
МП 206.1-116-2016 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.504 ПФ-2016 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-116-2016 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оборонэнергосбыт» по Калужской области №5 (ГТП Шепелево, Электрон). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 29 июня 2016 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённым ГЦИ СИ
ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.;
- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1 °С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки 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 Калужской области №5 (ГТП Шепелево, Электрон). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0023/2011-01.00324-2011 от 22.11.2011
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
Смотрите также
