Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оборонэнергосбыт" (ГТП Базовая, ГТП Добрятино, ГТП Ждановская)
| Номер в ГРСИ РФ: | 65203-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оборонэнергосбыт» (ГТП Базовая, ГТП Добрятино, ГТП Ждановская) (далее по тексту - АИИС КУЭ) 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», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 65203-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оборонэнергосбыт" (ГТП Базовая, ГТП Добрятино, ГТП Ждановская) |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 545 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 65203-16: Описание типа СИ | Скачать | 143.4 КБ | |
| 65203-16: Методика поверки РТ-МП-3355-500-2016 | Скачать | 779.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оборонэнергосбыт» (ГТП Базовая, ГТП Добрятино, ГТП Ждановская) (далее по тексту - АИИС КУЭ) 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», ОАО «СО ЕЭС» 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» (Госреестр № 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), измерительные 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-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора данных (ССД) регионального отделения АО «Оборонэнергосбыт», основной и резервный серверы баз данных (СБД) АО «Оборонэнергосбыт», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2 (Госреестр № 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 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 установлен в региональном отделении АО «Оборонэнергосбыт». СБД установлены в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) АО «Оборонэнергосбыт».
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;
Лист № 2
Всего листов 11 - 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- 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 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 и далее через коммуникатор по сети Интернет поступает на ССД (в случае если отсутствует TCP-соединения, сервер устанавливает CSD-соединение через GSM-модем). ССД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку 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» (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 всем заинтересованным сторонам в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Коррекция текущего значения времени и даты (далее времени) часов УСВ-2 происходит от ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Погрешность формирования (хранения) шкалы времени при отсутствии коррекции по сигналам проверки времени в сутки не более ±1,0 с. Установка текущих значений времени и даты в 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.
Синхронизация времени или коррекция шкалы времени таймеров сервера происходит каждый час, коррекция текущих значений времени и даты серверов с текущими значениями времени и даты УСВ-2 осуществляется независимо от расхождении с текущими значениями времени и даты УСВ-2, т.е. серверы входит в режим подчинения устройствам точного времени и устанавливают текущие значения времени и даты с часов УСВ-2.
Сравнение текущих значений времени и даты Счетчиков с текущим значением времени и даты ССД - происходит при каждом сеансе связи, но не менее 1 раза в сутки. Корректировка осуществляется при расхождения времени ±1,0 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
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.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблицах 1.1-1.9.
Таблица 1.1 - 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 1.2 - 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 1.3 - Идентификационные данные ПО значений энергии потерь в линиях и трансформато |
«Пирамида 2000» - «Модуль вычисления рах» |
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
|
Таблица 1.4 - 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 ccea41b518d2c83 |
Таблица 1.5 - 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 1.6 - 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 1.7 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus»____________________________________
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
Таблица 1.8 - 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 1.9 - 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. Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительно-информационных комплексов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
|
№ ИК |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала | |||
|
Трансформатор тока (ТТ) |
Трансформатор напряжения (ТН) |
Счетчик электрической энергии (Счетчик) |
Вид электроэнергии | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
КТП-718/160 Т-1 ввод 0,4 кВ |
Т-0,66 кл. т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 0001171; 0001170; 0001172 Г осреестр № 47176-11 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0610111302 Г осреестр № 36355-07 |
Активная/ Реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
2 |
КТП-883 10/0,4кВ, Ввод 10 кВ с ВЛ-10кВ «Волосово» |
ТОЛ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 40/5 Зав. № 12232; 1362 Г осреестр № 15128-03 |
ЗНОЛ.06 кл. т 0,5 Ктн = (10000/V3) /(100/V3) Зав. № 12604; 9283; 12277 Г осреестр № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0812110572 Г осреестр № 36697-08 |
Активная/ Реактивная |
|
3 |
ЗТП-707 10/0,4 кВ РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ |
ТО-0,66 кл. т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 100636; 100783; 100668 Г осреестр № 22899-02 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0607113348 Г осреестр № 36355-07 |
Активная/ Реактивная |
|
4 |
ПС Костерево 35/10 кВ РУ-10 кВ, яч. 4, фид. 1004 |
ТПЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 08243; 44945 Г осреестр № 2363-68 |
НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1043 Г осреестр № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0608112720 Г осреестр № 36355-07 |
Активная/ Реактивная |
|
5 |
ПС Костерево 35/10 кВ РУ-10 кВ, яч. 2, фид. 1002 |
ТВЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 27213; 28831 Г осреестр № 1856-63 |
НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1043 Г осреестр № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0807131511 Г осреестр № 36697-08 |
Активная/ Реактивная |
|
6 |
ПС Костерево 35/10 кВ РУ-10 кВ, яч. 11, фид. 1011 |
ТВЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 27201; 17126 Г осреестр № 1856-63 |
НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1043 Г осреестр № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0608112674 Г осреестр № 36355-07 |
Активная/ Реактивная |
|
7 |
ПС Костерево 35/10 кВ РУ-10 кВ, яч. 21, фид. 1021 |
ТПЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 44318; 44332 Г осреестр № 2363-68 |
НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 559 Г осреестр № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0608112629 Г осреестр № 36355-07 |
Активная/ Реактивная |
|
8 |
ПС Костерево 35/10 кВ РУ-10 кВ, яч. 23, фид. 1023 |
ТПЛМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 40604; 53631 Г осреестр № 2368-68 |
НТМИ-10 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 559 Г осреестр № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0608112614 Г осреестр № 36355-07 |
Активная/ Реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
9 |
ПС Караваево 35/10 кВ РУ-10 кВ, фид. 1005 |
ТПЛ-10-М кл. т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 17; 29 Г осреестр № 22192-01 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 405 Г осреестр № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0805114011 Г осреестр № 36697-08 |
Активная/ Реактивная |
|
10 |
ПС Караваево 35/10 кВ РУ-10 кВ, фид. 1007 |
ТПЛ-10-М кл. т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 25; 28 Г осреестр № 22192-01 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 404 Г осреестр № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0807131103 Г осреестр № 36697-08 |
Активная/ Реактивная |
|
11 |
ПС Добрятино 110/35/10 кВ РУ-10 кВ, ф. 1015 |
ТПЛ-10с кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 0829100000038 Г осреестр № 29390-05 ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 5931 Г осреестр № 2473-69 |
НАМИТ-10-2 кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1850130000050 Г осреестр № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0807113715 Г осреестр № 36697-08 |
Активная/ Реактивная |
|
12 |
РЩ-0,4 кВ п. Добрятино, ул. Первомайская |
Т-0,66 кл. т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 003201; 003197; 003195 Г осреестр № 47176-11 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0612111552 Г осреестр № 36355-07 |
Активная/ Реактивная |
|
13 |
РП-8 КЛ-6 кВ, в/ч 59802 г. Муром, на ТП 147 |
ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 14-11247; 14-11246 Г осреестр № 25433-11 |
НАМИ-10 кл. т 0,2 Ктн = 6000/100 Зав. № 67450 Г осреестр № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0808113810 Г осреестр № 36697-08 |
Активная/ Реактивная |
|
14 |
ТП-82 КЛ-6 кВ, в/ч 59802 г. Муром, на ТП 147 |
ТПОЛ-10 кл. т 0,5S Ктт = 50/5 Зав. № 18218; 18357 Г осреестр № 1261-02 |
ЗНОЛ.06 кл. т 0,5 Ктн = (60)0)0)/\3) /(100/V3) Зав. № 16044; 16284; 16046. Г осреестр № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0810120280 Г осреестр № 36697-08 |
Активная/ Реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
15 |
ТП-146 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ, ф. в/ч 19183 |
ТТИ кл. т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № С34835; С34816; С34830 Г осреестр № 28139-07 |
- |
СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 0108076897 Г осреестр № 27524-04 |
Активная/ Реактивная |
Таблица 3
|
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
|
Номер ИК |
COSф |
§1(2)%, (±) |
§5 %, (±) |
§20 %, (±) |
§100 %, (±) |
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 3, 12, 15 (ТТ 0,5; Счетчик 0,5 S) |
1,0 |
- |
2,1 |
1,6 |
1,4 |
|
0,9 |
- |
2,6 |
1,7 |
1,6 | |
|
0,8 |
- |
3,1 |
2,0 |
1,7 | |
|
0,7 |
- |
3,7 |
2,2 |
1,8 | |
|
0,5 |
- |
5,5 |
3,0 |
2,3 | |
|
5, 10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
- |
1,9 |
1,2 |
1,0 |
|
0,9 |
- |
2,4 |
1,4 |
1,2 | |
|
0,8 |
- |
2,9 |
1,7 |
1,4 | |
|
0,7 |
- |
3,6 |
2,0 |
1,6 | |
|
0,5 |
- |
5,5 |
3,0 |
2,3 | |
|
2, 4, 6 — 9, 11 (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 |
1,8 | |
|
0,7 |
- |
3,8 |
2,4 |
2,0 | |
|
0,5 |
- |
5,7 |
3,3 |
2,7 | |
|
13 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
- |
2,2 |
1,6 |
1,5 |
|
0,9 |
- |
2,6 |
1,8 |
1,6 | |
|
0,8 |
- |
3,1 |
2,0 |
1,7 | |
|
0,7 |
- |
3,7 |
2,3 |
1,9 | |
|
0,5 |
- |
5,6 |
3,1 |
2,4 | |
|
14 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
2,4 |
1,7 |
1,6 |
1,6 |
|
0,9 |
2,6 |
1,9 |
1,7 |
1,7 | |
|
0,8 |
3,0 |
2,2 |
1,8 |
1,8 | |
|
0,7 |
3,5 |
2,5 |
2,0 |
2,0 | |
|
0,5 |
5,1 |
3,4 |
2,7 |
2,7 | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
|
Номер ИК |
COSф |
§1(2)%, (±) |
§5 %, (±) |
§20 %, (±) |
§100 %, (±) |
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1, 3, 12, 15 (ТТ 0,5; Счетчик 1,0) |
0,9 |
- |
7,1 |
4,5 |
3,9 |
|
0,8 |
- |
5,4 |
3,9 |
3,6 | |
|
0,7 |
- |
4,8 |
3,6 |
3,4 | |
|
0,5 |
- |
4,1 |
3,4 |
3,3 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
5, 10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) |
0,9 |
- |
6,6 |
3,8 |
3,0 |
|
0,8 |
- |
4,6 |
2,8 |
2,3 | |
|
0,7 |
- |
3,8 |
2,4 |
2,0 | |
|
0,5 |
- |
3,0 |
2,0 |
1,7 | |
|
2, 4, 6 — 9, 11 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,9 |
- |
7,3 |
4,8 |
4,2 |
|
0,8 |
- |
5,5 |
4,0 |
3,7 | |
|
0,7 |
- |
4,8 |
3,7 |
3,5 | |
|
0,5 |
- |
4,2 |
3,5 |
3,4 | |
|
13 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 1,0) |
0,9 |
- |
7,1 |
4,6 |
4,0 |
|
0,8 |
- |
5,5 |
3,9 |
3,6 | |
|
0,7 |
- |
4,8 |
3,7 |
3,4 | |
|
0,5 |
- |
4,2 |
3,4 |
3,3 | |
|
14 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,9 |
6,6 |
4,9 |
4,2 |
4,2 |
|
0,8 |
5,2 |
4,2 |
3,7 |
3,7 | |
|
0,7 |
4,6 |
3,9 |
3,5 |
3,5 | |
|
0,5 |
4,0 |
3,7 |
3,4 |
3,4 |
Примечания:
1 Характеристики относительной погрешности ИК АИИС КУЭ 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 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2;
4 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02-Uhom;
- сила тока от 1ном до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
5 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom,
- сила тока от 0,05^Ihom до 1,2 Ihom;
- температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от + 10 °С до + 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6 Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью протоколов IP/TCP и протоколов модемной связи с помощью технологии GSM.
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.
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03, ПСЧ-4ТМ.05М -тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- 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
АИИС КУЭ является составным средством измерения. Допускается замена измерительных компонентов в составе системы, при этом, данные средства измерений должны быть внесены в Госреестр. Замена оформляется актом замены оборудования и отметкой в паспорте-формуляре на АИИС КУЭ.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4
|
Наименование |
Тип |
Количество, шт |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТТИ |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТО-0,66 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛМ-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
1 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10с |
1 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИИ-10-2 |
1 |
|
Счетчик |
ПСЧ-4ТМ.05М |
7 |
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М |
7 |
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 |
1 |
|
Контроллер |
СИКОН ТС65 |
14 |
|
Сервер СД |
DEPO Storm 1250L2 |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УСВ-2 |
3 |
|
Сервер портов RS-232 |
Moxa NPort 5410 |
1 |
|
GSM Модем |
Teleofis RX100-R |
1 |
|
Источник бесперебойного питания |
APC Smart-UPS 1000 RM |
1 |
|
Сервер БД |
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.545 ПФ- 2016 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-3355-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оборонэнергосбыт» (ГТП Базовая, ГТП Добрятино, ГТП Ждановская). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 07.07.2016 года.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- Счётчик электроэнергии ПСЧ-3АРТ.07.132 - по методике поверки ИЛГШ.411152.147 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- Счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.138 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
- СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2004 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 - 40 до + 50°С, цена деления 1 °С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Владимирской области №4 (ГТП Базовая, ГТП Добрятино, ГТП Ждановская). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0031/201201.00324-2011 от 14.05.2012 г.
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
