Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) включают в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени типа УССВ-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (ФИФ) (рег. №) 54074-13), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и мощности и автоматический сбор привязанных к единому времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированной информации в форме отображения, печатной форме, форме электронного документа (файла);
- ведение журналов событий измерительно-информационных комплексов (ИИК),
ИВК;
- контроль достоверности измерений на основе анализа пропуска данных и анализ журнала событий ИИК;
- передача участникам оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ) результатов измерений (1 раз в сутки);
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны участников ОРЭМ (1 раз в сутки);
- организация доступа к технической и служебной информации (1 раз в 30 мин);
- синхронизация времени в автоматическом режиме компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале времени с погрешностью не более ±5 с;
- формирование защищенного от несанкционированных изменений архива результатов измерений, с указанием времени проведения измерений и времени поступления данных в электронный архив, формирование архива технической и служебной информации;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т. п.).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на выходы Счетчика, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электрической энергии за интервал времени 30 мин.
Результаты измерений активной и реактивной электрической энергии, а также журналы событий со Счётчиков (ИИК) передаются на сервер баз данных (ИВК), с помощью которого производится накопление и хранение результатов измерений по объектам. Сервер баз данных также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям ОРЭМ за электронно-цифровой подписью в формате XML-макетов осуществляется ИВК по каналу связи Internet через интернет-провайдера.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от Счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит УССВ-2, которое обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU). Синхронизация часов сервера выполняется при расхождении с источником точного времени более чем ±2 с, с интервалом проверки текущего времени не более 30 мин.
В процессе сбора информации со Счетчиков, с периодичностью 1 раз в 30 мин, сервер также автоматически выполняет проверку текущего времени и в случае расхождения более чем ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию времени в Счетчиках.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений количества электрической энергии с точностью не хуже ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение ПО «Альфа!ЦЕНТР». ПО «Альфа!ЦЕНТР» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные ПО «Альфа!ЦЕНТР», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Альфа! ЦЕНТР SE |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
ПО «Альфа!ЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 2-4.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4, 5.
| Номер ИИК | Наименование объекта | Состав и характеристики СИ, входящих в состав (тип, коэффициент трансформации, класс точности, регистрационный номер в ФИФ) |
| 1 уровень - ИИК |
| ТТ | ТН | Счетчик |
| 1 | ПС Ново-Невинномысская 110/10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, Ф-109 | ТЛК-СТ-10 Ктт=200/5 КТ=0,5 58720-14 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ=0,5 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ=0,2Б/0,5 36697-12 |
| 2 | ПС Ново-Невинномысская 110/10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, Ф-105 | ТПЛ-10 Ктт=150/5 КТ=0,5 1276-59 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ=0,5 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ=0,2Б/0,5 36697-12 |
| 3 | ПС Ново-Невинномысская 110/10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, Ф-103 | ТПЛ-10 Ктт=300/5 КТ=0,5 1276-59 ТПЛМ-10 300/5 КТ 0,5 2363-68 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ=0,5 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ=0,2Б/0,5 36697-12 |
| 4 | ПС Ново-Невинномысская 110/10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, Ф-107 | ТЛК-СТ-10 Ктт=300/5 КТ=0,5 58720-14 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ=0,5 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ=0,2Б/0,5 36697-12 |
| 5 | ПС Ново-Невинномысская 110/10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, Ф-116 | ТПЛМ-10 Ктт=100/5 КТ=0,5 2363-68 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ=0,5 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ=0,2Б/0,5 36697-12 |
| 6 | ПС Ново-Невинномысская 110/10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, Ф-106 | ТПОЛ-10 Ктт=600/5 КТ=0,5 1261-59 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ=0,5 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ=0,2Б/0,5 36697-12 |
| 7 | ПС Ново-Невинномысская 110/10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, Ф-108 | ТПОЛ-10 Ктт=600/5 КТ=0,5 1261-59 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ=0,5 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ=0,2Б/0,5 36697-12 |
| 8 | ПС Ново-Невинномысская 110/10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, Ф-104 | ТПОЛ-10 Ктт=600/5 КТ=0,5 1261-59 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ=0,5 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ=0,2Б/0,5 36697-12 |
| 9 | ПС Ново-Невинномысская 110/10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, Ф-114 | ТПЛ-10 Ктт=200/5 КТ=0,5 1276-59 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ=0,5 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ=0,2Б/0,5 36697-12 |
| 10 | ПС Ново-Невинномысская 110/10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, Ф-117 | ТЛК10-5 Ктт=400/5 КТ=0,5 9143-01 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ=0,5 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ=0,2Б/0,5 36697-12 |
| Номер ИИК | Наименование объекта | Состав и характеристики СИ, входящих в состав (тип, коэффициент трансформации, класс точности, регистрационный номер в ФИФ) |
| 1 уровень - ИИК |
| ТТ | ТН | Счетчик |
| 11 | ПС КПФ 110/6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, Ф-66 | ТЛК-СТ-10 Ктт=400/5 КТ=0,5 58720-14 | НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ= 0,5 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М CT=0,2S/0,5 36697-12 |
| 12 | ПС КПФ 110/6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, Ф-65 | ТВЛМ-10 Ктт=200/5 КТ=0,5 1856-63 | НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ=0,5 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ=0,2S/0,5 36697-12 |
| 13 | РП ЦРП 6 кВ, с.ш. 6 кВ, яч.12 | ТПЛМ-10 Ктт=150/5 КТ=0,5 2363-68 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=6000/100 КТ=0,5 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03 CT=0,2S/0,5 27524-04 |
| 14 | КТП 9/173, 10/0,4 кВ, с.ш.10, яч.1 | ЗНТОЛП-НТЗ-10 Ктт=20/5 КТ=0,2S 55601-13 | ЗНТОЛП-НТЗ-10 Ктн=10000^3: 100/V3: 100/3 КТ=0,5 55601-13 | СЭТ-4ТМ.03М КТ=0,2S/0,5 36697-17 |
| 15 | РП «Котельная» 6 кВ, с.ш. 6 кВ, яч.7 | ТПФМ-10 Ктт=150/5 КТ=0,5 814-53 | НТМИ-6 Ктн=6000/100 КТ=0,5 831-53 | СЭТ-4ТМ.03 CT=0,2S/0,5 27524-04 |
| 16 | ТП-126 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, яч. 8, Ф-109 | ТПЛ-10 Ктт=75/5 КТ=0,5 1276-59 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ=0,5 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,2S/0,5 27524-04 |
| 17 | ТП-126 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, яч. 3, Ф-280 | ТОЛ 10 Ктт=150/5 КТ=0,5 7069-79 | НТМИ-10 Ктн=10000/100 КТ=0,5 831-53 | СЭТ-4ТМ.03 CT=0,2S/0,5 27524-04 |
| 18 | ПС Казьминский водозабор 35/6 кВ, с.ш. 6 кВ, яч.10 | ТПЛМ-10 Ктт=100/5 КТ=0,5 2363-68 | НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ=0,5 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,2S/0,5 27524-04 |
| 19 | ПВР 107-195, 10 кВ | ТПЛ-10 Ктт=50/5 КТ=0,5 1276-59 | НАМИ-10 Ктн=10000/100 КТ=0,2 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,2S/0,5 27524-04 |
| 20 | РП ЖД 6 кВ, с.ш. 6 кВ, яч.9 | ТПЛ-10 Ктт=100/5 КТ=0,5 1276-59 | НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ=0,5 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03 CT=0,2S/0,5 27524-04 |
| 21 | ТП 47, 6/0,4 кВ, с.ш.6, яч.1 | ЗНТОЛП-НТЗ-6 Ктт=30/5 КТ=0,2S 55601-13 | ЗНТОЛП-НТЗ-6 Ктн=6000^3: 100/V3: 100/3 КТ=0,5 55601-13 | СЭТ-4ТМ.03М КТ=0,2S/0,5 36697-12 |
| Номер ИИК | Наименование объекта | Состав и характеристики СИ, входящих в состав (тип, коэффициент трансформации, класс точности, регистрационный номер в ФИФ) |
| 1 уровень - ИИК |
| ТТ | ТН | Счетчик |
| 22 | ТП-29 10/0,4 кВ, с.ш. 10 кВ, яч.3 | ТПЛМ-10 Ктт=100/5 КТ=0,5 2363-68 ТПЛ-10 Ктт=100/5 КТ=0,5 1276-59 | НОМ-10-66 Ктн=10000/100 КТ=0,5 4947-98 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,2Б/0,5 27524-04 |
| 23 | РП-7, РУ-10 кВ, яч.7 | ТЛМ-10 Ктт=300/5 КТ=0,5 2473-00 | НТМИ-10-66 Ктн=10000/100 КТ=0,5 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,2Б/0,5 27524-04 |
| 24 | РП-13, РУ-10 кВ, яч.15 | ТЛК-10 Ктт=400/5 КТ=0,5 9143-06 | НАМИТ-10-2 Ктн=10000/100 КТ=0,5 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,2Б/0,5 27524-04 |
| 25 | ПС КПФ 110/6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.77 | ТОЛ-10 Ктт=600/5 КТ=0,5Б 47959-11 | НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ=0,5 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,2Б/0,5 27524-04 |
| 26 | ПС КПФ 110/6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.78 | ТОЛ-10 Ктт=600/5 КТ=0,5Б 47959-11 | НТМИ-6-66 Ктн=6000/100 КТ=0,5 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03 КТ=0,2Б/0,5 27524-04 |
| 27 | ПС № 301 Невин-номысск-тяговая ф.61-6 кВ | В качестве ИИК по данным присоединениям используются соответствующие ИИК из Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения тяговых подстанций ОАО «РЖД» в границах Ставропольского края, рег. № 71915-18 |
| 28 | ПС № 301 Невин-номысск-тяговая ф.62-6 кВ |
| 29 | ПС № 301 Невин-номысск-тяговая ф.63-6 кВ |
| 30 | ПС № 301 Невин-номысск-тяговая ф.65-6 кВ |
| 31 | ПС № 301 Невин-номысск-тяговая ф.66-6 кВ |
| 32 | ПС № 301 Невин-номысск-тяговая ф.68-6 кВ |
| Номер ИИК | Наименование объекта | Состав и характеристики СИ, входящих в состав (тип, коэффициент трансформации, класс точности, регистрационный номер в ФИФ) |
| 1 уровень - ИИК |
| ТТ ТН Счетчик |
| 33 | ПС 25 Ввод 1 РП-8 (ф7) | В качестве ИИК по данным присоединениям используются соответствующие ИИК из Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Невинномысский Азот», рег. № 57628-14 |
| 34 | ПС 25 Ввод 2 РП-8 (ф8) |
| 35 | ПС Б Ввод 1 (ф.2) |
| 36 | ПС Б Ввод 2 (ф.58) |
| 37 | ПС 49 Г аражи «Химик» (ф.16) |
| 38 | Невинномысская ГРЭС, ЗРУ-110 кВ, яч.10, Л-112 | В качестве ИИК по данному присоединению используется соответствующий ИИК из Системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Невинномысская ГРЭС» ПАО «Энел Россия», рег. № 65704-16 |
| 39 | Невинномысская ГРЭС, ЗРУ-110 кВ, яч.7, Л-203/204 |
| 40 | Невинномысская ГРЭС, ЗРУ-110 кВ, ОВ М-2 |
| 41 | Невинномысская ГРЭС, ГРУ-6 кВ, яч.11, КЛ 6 кВ 11Ш |
| 42 | Невинномысская ГРЭС, ГРУ-6 кВ, яч.47, КЛ 6 кВ 47Ш |
Допускается замена измерительных трансформаторов, Счетчиков и УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем указанные в настоящем описании типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Пломбирование АИИС КУЭ проводится путем пломбирования: клеммных соединений электрических цепей трансформаторов тока и напряжения; клеммных соединений Счетчиков.
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ (активная электрическая энергия и средняя мощность)_
| Номер ИИК | Значение силы тока | Г раницы допускаемой относительной погрешности с вероятностью 0,95, % |
| в нормальных условиях эксплуатации | в рабочих условиях эксплуатации |
| cos j =1,0 | cos j =0,5 | cos j =1,0 | cos j =0,5 |
| 1-12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | I =0,05-1н | ±1,8 | ±5,4 | ±1,9 | ±5,5 |
| I =1,0-1н | ±0,9 | ±2,2 | ±1,1 | ±2,3 |
| 13, 15-18, 20, 22-24 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | I =0,05-1н | ±1,8 | ±5,4 | ±1,9 | ±5,5 |
| I =1,0-!н | ±0,9 | ±2,2 | ±1,1 | ±2,3 |
| Номер ИИК | Значение силы тока | Г раницы допускаемой относительной погрешности с вероятностью 0,95, % |
| в нормальных условиях эксплуатации | в рабочих условиях эксплуатации |
| соб j =1,0 | соб j =0,5 | соб j =1,0 | соб j =0,5 |
| 14, 21 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | I =0,02Пн | ±1,1 | ±2,3 | ±1,3 | ±2,4 |
| I =1,00н | ±0,7 | ±1,4 | ±0,9 | ±1,6 |
| 19 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,2S) | I =0,05•Iн | ±1,7 | ±5,3 | ±1,8 | ±5,4 |
| I =1,00н | ±0,7 | ±1,9 | ±0,9 | ±2,0 |
| 25, 26 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | I =0,02•Iн | ±1,8 | ±5,4 | ±2,0 | ±5,5 |
| I =1,00н | ±0,9 | ±2,2 | ±1,1 | ±2,3 |
| 27-321 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | I =0,05Пн | - | - | - | ±5,7 |
| I =1,00н | ±1,22 | - | - | - |
| 33-373 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | I =0,02Пн | - | - | ±1,1 | ±2,14 |
| I =1,00н | - | - | ±0,7 | ±1,5 |
| 38, 395 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | I =0,02•Iн | - | - | ±1,2 | ±2,1 |
| I =1,00н | - | - | ±0,8 | ±1,2 |
| 405 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5S) | I =0,02•Iн | - | - | ±1,9 | ±2,7 |
| I =1,00н | - | - | ±1,5 | ±1,9 |
| 41, 425 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | I =0,02•Iн | - | - | ±1,9 | ±5,5 |
| I =1,00н | - | - | ±1,0 | ±2,3 |
Примечания:
1 погрешности соответствующих ИИК взяты из описания типа Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения тяговых подстанций ОАО «РЖД» в границах Ставропольского края, рег. № 71915-18;
2 значение приведено при соб j =0,87;
погрешности соответствующих ИИК взяты из описания типа Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Невинномысский Азот», рег. № 57628-14;
4 значение приведено при I =0,05-1н,
5 погрешности соответствующих ИИК взяты из описания типа Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Невинномысская ГРЭС» ПАО «Энел Россия», рег. № 65704-16.
Таблица 4 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ (реактивная электрическая энергия и средняя мощность)_
| Номер ИИК | Значение силы тока | Г раницы допускаемой относительной погрешности с вероятностью 0,95, % |
| в нормальных условиях эксплуатации | в рабочих условиях эксплуатации |
| sin j =0,87 | sin j =0,6 | sin j =0,87 | sin j =0,6 |
| 1-12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | I =0,05Пн | ±2,5 | ±4,4 | ±2,9 | ±4,7 |
| I =1,00н | ±1,2 | ±1,9 | ±1,8 | ±2,4 |
| 13, 15-18, 20, 22-24 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | I =0,05Пн | ±2,5 | ±4,4 | ±2,8 | ±4,6 |
| I =1,00н | ±1,2 | ±1,8 | ±1,4 | ±2,0 |
| 14, 21 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | I =0,02Пн | ±1,6 | ±2,2 | ±2,3 | ±2,7 |
| I =1,00н | ±1,0 | ±1,3 | ±1,7 | ±2,0 |
| 19 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,2S) | I =0,05Пн | ±2,5 | ±4,3 | ±2,7 | ±4,5 |
| I =1,0-!н | ±1,0 | ±1,6 | ±1,3 | ±1,8 |
| Номер ИИК | Значение силы тока | Г раницы допускаемой относительной погрешности с вероятностью 0,95, % |
| в нормальных условиях эксплуатации | в рабочих условиях эксплуатации |
| sin j =0,87 | sin j =0,6 | sin j =0,87 | sin j =0,6 |
| 25, 26 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | I =0,02-1н | ±2,7 | ±4,5 | ±3,2 | ±5,0 |
| I =1,0-1н | ±1,2 | ±1,8 | ±1,4 | ±2,0 |
| 27-326 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | I =0,05-1н | - | - | ±3,5 | - |
| I =1,0-1н | - | ±2,57 | - | - |
| 33-378 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5) | I =0,05Пн | - | - | ±2,4У | ±1,810 |
| I =1,0Пн | - | - | ±1,69 | ±1,210 |
| 38, 3911 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | I =0,02Пн | - | - | ±2,2 | ±2,5 |
| I =1,0Пн | - | - | ±1,7 | ±1,8 |
| 4011 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 1,0) | I =0,02•Iн | - | - | ±6,6 | ±8,5 |
| I =1,0Пн | - | - | ±2,0 | ±2,1 |
| 4111 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | I =0,02•Iн | - | - | ±7,0 | ±7,5 |
| I =1,0Пн | - | - | ±1,4 | ±2,0 |
| 4211 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | I =0,02Пн | - | - | ±3,0 | ±4,3 |
| I =1,0Пн | - | - | ±1,9 | ±2,4 |
| Примечания: 6 погрешности соответствующих ИИК взяты из описания типа Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения тяговых подстанций ОАО «РЖД» в границах Ставропольского края, рег. № 71915-18; 7 значение приведено при sin j =0,5, погрешности соответствующих ИИК взяты из описания типа Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Невинномысский Азот», рег. № 57628-14; 9 значение приведено при sin j =0,8, 10 значение приведено при sin j =0,5, 11 погрешности соответствующих ИИК взяты из описания типа Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Невинномысская ГРЭС» ПАО «Энел Россия», рег. № 65704-16. |
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 42 |
| Рабочие условия эксплуатации: - напряжение питающей сети переменного тока, В - частота питающей сети, Гц - температура (для ТН и ТТ), °С - температура (для Счетчиков), °С - температура (для АРМ, каналообразующего и вспомогательного оборудования), °С - индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл | от 198 до 242 от 49,5 до 50,5 от -40 до +40 от -40 до +60 от +10 до +40 от 0 до 0,5 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия измерений: - температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С - температура окружающего воздуха (для Счетчиков), °С - относительная влажность воздуха, % - атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.) - напряжение питающей сети переменного тока, В - частота питающей сети переменного тока, Гц - индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более | от -10 до +40 +10 до +40 от 65 до 75 от 96 до 104 (от 630 до 795) от 215,6 до 224,4 от 49,5 до 50,5 0,05 |
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, штук |
| Устройство синхронизации времени | УССВ-2 | 1 |
| Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 12 |
| Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 14 |
| Трансформатор тока | ТЛК-СТ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 12 |
| Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 8 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛК-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТЛК10-5 | 2 |
| Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТПФМ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ 10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 4 |
| Трансформатор комбинированный | ЗНТОЛП-НТЗ-10 | 3 |
| Трансформатор комбинированный | ЗНТОЛП-НТЗ-6 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 УХЛ2 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НОМ-10-66 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 1 |
| Сервер | Supermicro SYS-5018R-MR | 2 |
| Инструкция по эксплуатации | РДБМ.422231.001.00-ИЭ | 1 |
| Паспорт-формуляр | РДБМ.422231.001.00-ФО | 1 |
| Методика поверки | МП 454-2019 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 454-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 17 мая 2019 г. Основные средства поверки:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ» (рег. № 33750-07);
- радиочасы РЧ-011/2 (рег. № 35682-07);
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2003 и/или ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчики СЭТ-4ТМ.03 по документу ИЛГШ.411152.124.РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки», согласованному с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- Счетчики СЭТ-4ТМ.03М по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.
- УССВ-2 по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск», аттестат аккредитации ФБУ «Пензенский ЦСМ» № 01.00230-2013 от 17.04.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии МУП «Г орэлектросеть» г. Невинномысск
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
75487-19: Методика поверки МП 454-2019Скачать2.2 Мб