Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Самараэнерго" в точках присоединения электрических сетей ЗАО "Квант" и ООО "Волжские коммунальные системы" к электричес
Номер в ГРСИ РФ: | 68089-17 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Самараэнерго» в точках присоединения электрических сетей ЗАО «Квант» и ООО «Волжские коммунальные системы» к электрическим сетям ЗАО «Энергетика и связь строительства» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 68089-17 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Самараэнерго" в точках присоединения электрических сетей ЗАО "Квант" и ООО "Волжские коммунальные системы" к электричес |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
АО Группа Компаний "Системы и Технологии", г.Владимир
Поверка
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
68089-17: Описание типа СИ | Скачать | 132.1 КБ | |
68089-17: Методика поверки МП 005-17 | Скачать | 9.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Самараэнерго» в точках присоединения электрических сетей ЗАО «Квант» и ООО «Волжские коммунальные системы» к электрическим сетям ЗАО «Энергетика и связь строительства» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики) по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ИВК АИИС КУЭ ПАО «Самараэнерго» и ИВК АИИС КУЭ ЗАО «Энергетика и связь строительства».
ИВК АИИС КУЭ ПАО «Самараэнерго» включает в себя сервер сбора данных, устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1, каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и ПО «Пирамида 2000»
ИВК АИИС КУЭ ЗАО «Энергетика и связь строительства» включает в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325, сервер сбора данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника УССВ-35HVS, каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и ПО «Альфа ЦЕНТР».
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков, входящих в состав ИК №№ 3; 5 - 14; 19 - 21 поступает в ИВК АИИС КУЭ ЗАО «Энергетика и связь строительства», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Из ИВК АИИС КУЭ ЗАО «Энергетика и связь строительства» информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии в формате XML по электронной почте поступает в ИВК АИИС КУЭ ПАО «Самараэнерго», где импортируется в базу данных.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков, входящих в состав ИК №№ 1; 2; 4; 15 - 18 поступает в ИВК АИИС КУЭ ПАО «Самараэнерго», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера сбора данных, установленного в ЦСОИ ПАО «Самараэнерго».
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее -СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСВ-1 и УССВ-35HVS, производящими синхронизацию времени в системе по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в их состав.
Сервер сбора данных, входящий в состав ИВК АИИС КУЭ ПАО «Самараэнерго», периодически (не реже чем 1 раз в 1 час) сравнивает свое системное время с УСВ-1, корректировка часов сервера сбора данных осуществляется независимо от наличия расхождений. Сличение показаний часов счетчиков и сервера сбора данных производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов осуществляется при расхождении часов счетчиков и сервера более ±1 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Устройство сбора и передачи данных RTU-325, входящее в состав ИВК АИИС КУЭ ЗАО «Энергетика и вязь строительства» периодически синхронизирует свое системное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УССВ-35HVS. Абсолютная погрешность хода внутренних часов УСПД составляет ±2 с при внешней синхронизации не реже 1 раза в час. Сервер сбора данных, входящий в состав ИВК АИИС КУЭ ЗАО «Энергетика и связь строительства» периодически сравнивает свое системное время с временем УСПД, корректировка часов сервера осуществляется при наличии расхождения ±1 с.
Сличение показаний часов счетчиков и сервера сбора данных производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков осуществляется при наличии расхождения более ±1 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность хода часов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, УСПД, сервера АИИС КУЭ отражаются в журналах событий. Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журнале событий сервера АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» и ПО «Альфа Центр», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование ПО |
Наименование файла |
Номер версии ПО |
Цифровой идентификатор ПО |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
ПО «Пирамида 2000» |
CalcClients.dll |
3.0 |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
MD5 |
CalcLeakage.dll |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f | |||
CalcLosses.dll |
d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac | |||
Metrology.dll |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 | |||
ParseBin.dll |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 | |||
ParseIEC.dll |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f | |||
ParseModbus.dll |
c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 | |||
ParsePiramida.dll |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f | |||
SynchroNSI.dll |
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 | |||
VerifyTime.dll |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 | |||
ПО «Альфа Центр» |
ac_metrology.dll |
12.01 |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
ПО «Альфа Центр» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2012 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 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 электрической энергии и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | ||
ТТ |
ТН |
Счётчик | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
7 |
1 |
КТПН-2 6кВ, РУ-0,4кВ, ввод с.ш. 0,4кВ |
ТТИ-А 100/5 Кл. т. 0,5 |
_ |
Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
2 |
КТПН-1 6кВ, РУ-0,4кВ, ввод с.ш. 0,4кВ |
ТТИ-А 100/5 Кл. т. 0,5 |
_ |
Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
3 |
РП наружного освещения 0,4кВ, ВРУ-0,4кВ |
Т-0,66 300/5 Кл. т. 0,5S |
_ |
Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
4 |
КТП-398 6кВ, РУ-0,4кВ, ввод с.ш.0,4кВ |
Т-0,66 200/5 Кл. т. 0,5 |
_ |
Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
5 |
КТП-746 6кВ, РУ-0,4кВ, с.ш.0,4кВ, ф.3 |
Т-0,66 50/5 Кл. т. 0,5S |
_ |
СЕ 301 Кл. т. 0,5S |
активная |
6 |
ПС Комсомольская-2 35кВ, КРУН-6кВ, яч.5, ф.5 |
ТПЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5 |
НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 |
А1805 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
7 |
ПС Комсомольская-2 35кВ, КРУН-6кВ, яч.7, ф.7 |
ТПК-10 400/5 Кл. т. 0,5 |
НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 |
А1805 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
8 |
ПС Нижний Шлюз 35 кВ, ЗРУ-6кВ, 1 с.ш. 6кВ, яч.4, ф.4 |
ТПК-10 400/5 Кл. т. 0,5 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 |
А1805 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
7 |
9 |
ПС Нижний Шлюз 35 кВ, ЗРУ-6кВ, 1 с.ш. 6кВ, яч.9, ф.9 |
ТПФМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 |
А1805 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
10 |
ПС Нижний Шлюз 35 кВ, ЗРУ-6кВ, 2 с.ш. 6кВ, яч.15, ф.14 |
ТПК-10 600/5 Кл. т. 0,5 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 |
А1805 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
11 |
ПС Нижний Шлюз 35 кВ, ЗРУ-6кВ, 2 с.ш. 6кВ, яч.25, ф.15 |
ТПК-10 400/5 Кл. т. 0,5 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 |
А1805 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
12 |
КТП-339 6кВ, РУ-0,4кВ, ввод с.ш. 0,4кВ |
Т-0,66 300/5 Кл. т. 0,5 |
_ |
Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
13 |
КТПМ-7 6кВ, РУ-0,4кВ, ввод с.ш. 0,4кВ |
Т-0,66 300/5 Кл. т. 0,5 |
_ |
Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
14 |
РЯ-1 6кВ, РУ-6кВ, ввод с.ш. 6кВ |
ТЛК-10 100/5 Кл. т. 0,5 |
НОМ-6-77 НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 |
А1805 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
15 |
КТП-450 6кВ, РУ-0,4кВ, ввод с.ш. 0,4кВ |
Т-0,66 400/5 Кл. т. 0,5 |
_ |
Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
16 |
КТП-575 6кВ, РУ-0,4кВ, ввод с.ш. 0,4кВ |
Т-0,66 200/5 Кл. т. 0,5 |
_ |
Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
17 |
РЯ-88 6кВ, РУ-6кВ, с.ш. 6кВ, ф. «РНС-4» |
ТЛК-СТ-10 100/5 Кл. т. 0,5S |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 |
Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
18 |
РЯ-46 6кВ, РУ-6кВ, ввод с.ш. 6кВ |
ТПЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5 |
НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
активная реактивная |
п |
эодолжение таблицы 2 | |
1 |
2 |
3 |
19 |
РЯ-66 6кВ, РУ-бкВ, с.ш. 6кВ, ф. «КТП-223» |
ТПЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5 |
20 |
КТП-277 6кВ, РУ-0,4кВ, с.ш. 0,4 кВ, ф.1 |
Т-0,66 150/5 Кл. т. 0,5 |
21 |
ВРУ-0,4кВ, КНС Химпоселок, КТП-410 6кВ, КЛ-0,4кВ |
Т-0,66 100/5 Кл. т. 0,5 |
4 |
5 |
7 | |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 |
Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/l,0 |
активная реактивная | |
— |
Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/l,0 |
активная реактивная | |
— |
Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/l,0 |
активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±6), % |
Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±6), % | ||||||
cos ф = 1 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
1; 2; 4; 12; 13; 15; 16; 20; 21 (ТТ 0,5; Сч 0,5S) |
Ihi<Ii<1,2Ihi |
0,8 |
1,1 |
1,9 |
1,5 |
1,9 |
2,4 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
1,0 |
1,5 |
2,7 |
1,6 |
2,2 |
3,1 | |
0,1Ih1<I1<0,2Ih1 |
1,7 |
2,8 |
5,3 |
2,2 |
3,2 |
5,5 | |
0,05Ih1<I1<0,1Ih1 |
1,7 |
2,9 |
5,4 |
2,2 |
3,3 |
5,6 | |
3; 5 (ТТ 0,5S; Сч 0,5S) |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
0,8 |
1,1 |
1,9 |
1,5 |
1,9 |
2,4 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
0,8 |
1,1 |
1,9 |
1,5 |
1,9 |
2,4 | |
0,1Ih1<I1<0,2Ih1 |
1,0 |
1,5 |
2,7 |
1,6 |
2,2 |
3,1 | |
0,05Ih1<I1<0,1Ih1 |
1,0 |
1,7 |
2,8 |
1,6 |
2,3 |
3,2 | |
0,01Ih1<I1<0,05Ih1 |
2,0 |
2,9 |
5,4 |
2,5 |
3,3 |
5,6 | |
6 - 11; 14; 19 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
1,0 |
1,4 |
2,3 |
1,6 |
2,1 |
2,7 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
1,2 |
1,7 |
3,0 |
1,7 |
2,3 |
3,4 | |
0,1Ih1<I1<0,2Ih1 |
1,8 |
2,9 |
5,4 |
2,3 |
3,3 |
5,6 | |
0,05Ih1<I1<0,1Ih1 |
1,8 |
3,0 |
5,5 |
2,3 |
3,4 |
5,7 | |
17 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
1,0 |
1,4 |
2,3 |
1,6 |
2,1 |
2,7 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
1,0 |
1,4 |
2,3 |
1,6 |
2,1 |
2,7 | |
0,1Ih1<I1<0,2Ih1 |
1,2 |
1,7 |
3,0 |
1,7 |
2,3 |
3,4 | |
0,05Ih1<I1<0,1Ih1 |
1,2 |
1,9 |
3,1 |
1,7 |
2,5 |
3,5 | |
0,01Ih1<I1<0,05Ih1 |
2,1 |
3,0 |
5,5 |
2,6 |
3,4 |
5,7 | |
18 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
1,0 |
1,4 |
2,3 |
1,6 |
2,1 |
2,7 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
1,2 |
1,7 |
3,0 |
1,7 |
2,3 |
3,4 | |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 |
1,8 |
2,9 |
5,4 |
2,3 |
3,3 |
5,6 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||
Г раницы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствую щие вероятности Р=0,95 (±6), % |
Г раницы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±6), % | ||||
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1; 2; 4; 12; 13; 15; 16; 20; 21 (ТТ 0,5; Сч 1,0) |
Ihi<Ii<1,2Ihi |
1,8 |
1,3 |
3,7 |
3,5 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
2,4 |
1,6 |
4,0 |
3,6 | |
0,1Ihi<Ii<0,2Ihi |
4,3 |
2,6 |
5,4 |
4,2 | |
0,05Ihi<Ii<0,1Ihi |
4,5 |
2,9 |
5,5 |
4,3 |
Продолжение таблицы 4
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
3 (ТТ 0,5S; Сч 1,0) |
1н1<11<1,21и1 |
1,8 |
1,3 |
3,7 |
3,5 |
0,21н1<11<1н1 |
1,8 |
1,3 |
3,7 |
3,5 | |
0,11н1<11<0,21н1 |
2,4 |
1,6 |
4,0 |
3,6 | |
0,051н1<11<0,11н1 |
2,7 |
2,0 |
4,2 |
3,8 | |
0,021н1<11<0,051н1 |
4,5 |
2,9 |
5,5 |
4,3 | |
6 - 11; 14 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) |
1н1<11<1,21н1 |
2,0 |
1,5 |
2,6 |
2,2 |
0,21н1<11<1н1 |
2,6 |
1,7 |
3,1 |
2,4 | |
0,11н1<11<0,21н1 |
4,6 |
2,7 |
4,9 |
3,3 | |
0,051н1<11<0,11н1 |
4,7 |
2,8 |
5,3 |
3,6 | |
17 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) |
1н1<11<1,21н1 |
2,1 |
1,5 |
3,9 |
3,6 |
0,21н1<11<1н1 |
2,1 |
1,5 |
3,9 |
3,6 | |
0,11н1<11<0,21н1 |
2,6 |
1,8 |
4,2 |
3,7 | |
0,051н1<11<0,11н1 |
2,9 |
2,1 |
4,3 |
3,9 | |
0,021н1<11<0,051н1 |
4,6 |
3,0 |
5,6 |
4,4 | |
18 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) |
1н1<11<1,21н1 |
2,1 |
1,5 |
3,9 |
3,6 |
0,21н1<11<1н1 |
2,6 |
1,8 |
4,2 |
3,7 | |
0,051н1<11<0,21н1 |
4,4 |
2,7 |
5,5 |
4,2 | |
19 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) |
1н1<11<1,21н1 |
2,1 |
1,5 |
3,9 |
3,6 |
0,21н1<11<1н1 |
2,6 |
1,8 |
4,2 |
3,7 | |
0,11н1<11<0,21н1 |
4,4 |
2,7 |
5,5 |
4,2 | |
0,051н1<11<0,11н1 |
4,6 |
3,0 |
5,6 |
4,4 |
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 cos ф = 0,5; 0,8; 1 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УСВ, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется техническим актом о вносимых изменениях в АИИС КУЭ в установленном владельцем АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество измерительных каналов |
21 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды, °С |
от 99 до101 от 1 до 120 0,9 от +21 до +25 |
Продолжение таблицы 5
1 |
2 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от UH0M |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
- частота, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
- коэффициент мощности cos9 |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -40 до +35 |
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С |
от -40 до +55 |
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С |
от -10 до +60 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - Меркурий 230 |
150000 |
- СЕ 301 |
220000 |
- Альфа А1800 |
120000 |
- СЭТ-4ТМ.03М |
140000 |
- время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
- время восстановления работоспособности, ч |
1 |
УСПД: RTU-325 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
- время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСВ: УСВ-1 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
- время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УССВ-35HVS - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
44000 |
- время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Г лубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
45 |
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
УСПД: - график средних мощностей за интервал 30 мин, суток |
45 |
- при отключении питания, лет, не менее |
3,5 |
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД, сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал УСПД (в составе ИВК):
- попыток несанкционированного доступа;
- связей с УСПД, приведших к каким-либо изменениям данных;
- перезапусков УСПД;
- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- результатов самодиагностики;
- отключения питания.
- журнал ИВК:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов ТТ и ТН;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные «Журналы событий» с уровня ИИК;
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера (серверных шкафов);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 1 сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Самараэнерго» в точках присоединения электрических сетей ЗАО «Квант» и ООО «Волжские коммунальные системы» к электрическим сетям ЗАО «Энергетика и связь строительства» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
1 |
2 |
3 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТТИ-А |
28139-07 |
6 |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
52667-13 |
9 |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
22656-07 |
15 |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
29482-07 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТЛК-10 |
9143-06 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТЛК-СТ-10 |
58720-14 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТПК-10 |
22944-07 |
8 |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10 |
1276-59 |
6 |
Трансформаторы тока |
ТПФМ-10 |
814-53 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
831-53 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
16687-02 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НОМ-6 |
159-49 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НОМ-6-77 |
17158-98 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
4 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
А1800 |
31857-06 |
7 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
Меркурий 230 |
23345-07 |
12 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЕ 301 |
34048-08 |
1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-08 |
1 |
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-325 |
37288-08 |
1 |
Продолжение таблицы 6
1 |
2 |
3 |
4 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-1 |
28716-05 |
1 |
Устройства синхронизации системного времени |
УССВ-35HVS |
_ |
1 |
Программное обеспечение |
«Пирамида 2000» |
_ |
1 |
Программное обеспечение |
«АльфаЦЕНТР» |
_ |
1 |
Методика поверки |
_ |
_ |
1 |
Паспорт-формуляр |
_ |
_ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 005-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Самараэнерго» в точках присоединения электрических сетей ЗАО «Квант» и ООО «Волжские коммунальные системы» к электрическим сетям ЗАО «Энергетика и связь строительства». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «МетроСервис» от 27 апреля 2017 г.
Основные средства 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»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков Меркурий 230 - по документу «Методика поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованному с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.
- счетчиков СЕ 301 - по документу «Счетчики активной электрической энергии трехфазные СЕ 301. Методика поверки.» ИНЕС.411152.091 Д1, утвержденному ФГУП ВНИИМС в 2010 г.
- счетчиков Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки» МП-2203-0042-2006, утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- RTU-325- по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки» ДЯИМ.466.453.005МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
- УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000 МП», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» «15» декабря 2004 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Рег. № 46656-11);
- термогигрометр «Ива-6А-Д»: диапазон измерений температуры от минус 20 °С до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 % до 98 %, дискретность 0,1 %;
- миллитесламетр Ш1-15У: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 199,9 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Самараэнерго» в точках присоединения электрических сетей ЗАО «Квант» и ООО «Волжские коммунальные системы» к электрическим сетям ЗАО «Энергетика и связь строительства» (АИИС КУЭ ПАО «Самараэнерго» в точках присоединения электрических сетей ЗАО «Квант» и ООО «Волжские коммунальные системы» к электрическим сетям ЗАО «Энергетика и связь строительства»), аттестованной АО ГК «Системы и технологии», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Самараэнерго» в точках присоединения электрических сетей ЗАО «Квант» и ООО «Волжские коммунальные системы» к электрическим сетям ЗАО «Энергетика и связь строительства»
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