Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро"
- ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро", г.Ставрополь
-
Скачать
62188-15: Описание типа СИСкачать128.7 Кб
- 24.08.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро"
Основные | |
Тип | |
Зарегистрировано поверок | 2 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Найдено поверителей | 2 |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 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.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 активной и 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 по проводным линиям связи через интерфейс RS-485 поступает на входы контроллеров СИКОН ТС65 или GSM-модемов IRZ, Siemens MC35, Cinterion и Teleofis, откуда по каналам связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS/CSD передается в сервер сбора данных АИИС КУЭ, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
В сервере сбора данных АИИС КУЭ, располагающемся в центре сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро», производится сбор, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet 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 ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера сбора данных АИИС КУЭ настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в АИИС КУ ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» Госреестр № 41350-09, принадлежащей ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро», и АИИС КУЭ МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск Госреестр № 58042-14; АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт» по объекту ЗАО «Сен-Гобен Кавминстекло» Госреестр № 45918-10, результаты измерений по которым получают в рамках соглашений об информационном обмене. Перечень точек измерений АИИС КУЭ смежных субъектов приведен в таблице 5.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков и ИВК). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-1, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приёмника, входящего в состав УСВ-1. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более 0,5 с. Сервер сбора данных АИИС КУЭ периодически (1 раз в 1 час) сравнивает своё системное время с УСВ-1, корректировка часов сервера осуществляется вне зависимости от наличия расхождения.
Часы счетчиков синхронизированы по времени с часами сервера сбора данных АИИС КУЭ, сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), коррекция часов счетчиков осуществляется при обнаружении расхождения с часами сервера больше ±2 с, но не чаще одного раза в сутки.
Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, сервера сбора данных АИИС КУЭ отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000», 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 ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО_
Идентиф икационные признаки | Значение | |||||||||
Идентификационное наименование ПО | CalcCli- ents.dll | CalcLeak- age.dll | Cal- cLosses.dl l | Metrol- ogy.dll | Parse- Bin.dll | Par- seIEC.dll | Parse- Modbus.dl l | ParsePi- ramida.dll | SynchroN SI.dll | VerifyTim e.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | |||||||||
Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b 1b219065 d63da9491 14dae4 | b1959ff70 be1eb17c8 3f7b0f6d4 a132f | d79874d1 0fc2b156a 0fdc27e1c a480ac | 52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 | 6f557f885 b7372613 28cd77805 bd1ba7 | 48e73a928 3d1e66494 521f63d00 b0d9f | c391d6427 1acf4055b b2a4d3fe1 f8f48 | ecf532935 ca1a3fd32 15049af1f d979f | 530d9b01 26f7cdc23 ecd814c4e b7ca09 | 1ea5429b2 61fb0e288 4f5b356a1 d1e75 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 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 и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 5.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Л о S К | Наименование точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | ||||
ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | ИВК | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
1 | оп. № 20/2 ВЛ-10 кВ Ф-899 ПС «Дербетовская» 110/35/10 кВ | ТОЛ-10-I 50/5 Кл. т. 0,5 А № 4707 С № 4614 | ЗНОЛП-ЭК-10 10000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 А № 25586 В № 25591 С № 25592 | ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251090359407 | - | Сервер сбора данных АИИС КУЭ | активная реактивная |
2 | ПС «Дербетовская» 110/35/10 кВ, КРУН-10 кВ 2 СШ, Ф-894 | ТЛМ-10 50/5 Кл. т. 0,5 А № 5362 С № 5352 | НТМИ 10000/100 Кл. т. 0,5 № ЕРЕ | ЦЭ6850М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 007259069000027 | - | Сервер сбора данных АИИС КУЭ | активная реактивная |
3 | ПС «Радиозавод» 110/10 кВ, РУ-10 кВ 2 СШ, Ф-222 | ТОЛ-СЭЩ-10 600/5 Кл. т. 0,5S А № 21537-11 В № 21526-11 С № 21532-11 | НАЛИ-СЭЩ 10000/100 Кл. т. 0,5 № 00354-12 | ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251068000354 | - | Сервер сбора данных АИИС КУЭ | активная реактивная |
4 | ТП-311, РУ-10 кВ 2 СШ, Ф-138 | ТОЛ-СЭЩ-10 100/5 Кл. т. 0,5 А № 21363-09 С № 24373-09 | НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 № 3328 | ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0721570508112995 | - | Сервер сбора данных АИИС КУЭ | активная реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
5 | оп. № 6/1 ВЛ-10 кВ Ф-467 ПС Новопавловская-1 35/10 кВ | ТОЛ-10-I 30/5 Кл. т. 0,5 А № 7105 С № 7106 | ЗНОЛПМ-10 10000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 А № 3000216 В № 3000217 С № 3000222 | ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 87861529 | - | Сервер сбора данных АИИС КУЭ | активная реактивная |
6 | ПС «Изобильная» 110/35/10 кВ, РУ-35 кВ 1 СШ, Л-370 | ТФЗМ-35Б-1У1 100/5 Кл. т. 0,5 А № 30594 С № 30971 | ЗНОМ-35-65 35000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 А № 1309651 В № 1304650 С № 1321867 | ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251041000401 | - | Сервер сбора данных АИИС КУЭ | активная реактивная |
7 | ЗТП-1 10/0,4 кВ, Ввод 10 кВ Т-1, Ф-612 | ТШП-0,66 600/5 Кл. т. 0,5 А № 12135992 В № 12136014 С № 12135993 | - | ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251055002734 | - | Сервер сбора данных АИИС КУЭ | активная реактивная |
8 | ЗТП-1 10/0,4 кВ, Ввод 10 кВ Т-2, Ф-464 | ТШП-0,66 600/5 Кл. т. 0,5 А № 12135960 В № 12135961 С № 12135962 | - | ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251055002889 | - | Сервер сбора данных АИИС КУЭ | активная реактивная |
9 | БКТП-18/216 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ 1 СШ, Ввод Т-1 | ТТЭ-100 1000/5 Кл. т. 0,5 А № 20654 В № 20651 С № 20658 | - | ЦЭ6850М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 007221036000004 | - | Сервер сбора данных АИИС КУЭ | активная реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
10 | БКТП-18/216 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ 2 СШ, Ввод Т-2 | ТТЭ-100 1000/5 Кл. т. 0,5 А № 20649 В № 20646 С № 20655 | - | ЦЭ6850М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 007221036000001 | - | Сервер сбора данных АИИС КУЭ | активная реактивная |
11 | ПС «Затеречная» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, Л-529 | А: ТФЗМ-35Б-1У1 200/5 Кл. т. 0,5 № 34306 С: ТФМ-35-II 200/5 Кл. т. 0,5 № 3209 | ЗНОМ-35-65 35000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 А № 1218948 В № 1174572 С № 1218483 | ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251089395019 | - | Сервер сбора данных АИИС КУЭ | активная реактивная |
12 | РП-1 6 кВ, РУ-6 кВ 2 СШ, Ф-619 | ТПЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 А № 16120 С № 4850 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 № 2033 | ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251087000281 | - | Сервер сбора данных АИИС КУЭ | активная реактивная |
13 | оп. № 2 ВЛ-10 кВ Ф-107 ПС «Т-302» 110/35/27/10 кВ | ТПОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 А № 3866 С № 3865 | НОЛП-10 10000/100 Кл. т. 0,5 А № 3000095 С № 3000382 | ЦЭ6850М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 85871462 | - | Сервер сбора данных АИИС КУЭ | активная реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
14 | РП-215, РУ-10 кВ, Ф-215 | А: ТОЛ-СЭЩ-10 200/5 Кл. т. 0,5 № 34146-12 С: ТОЛ-СЭЩ 200/5 Кл. т. 0,5 № 42672-12 | ЗНОЛ-СЭЩ-10 10000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 А № 05821-12 В № 05822-12 С № 05823-12 | ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 87861021 | - | Сервер сбора данных АИИС КУЭ | активная реактивная |
15 | РП-2 6 кВ, РУ-6 кВ, яч. Ф-608 | ТПОЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5 А № 5737 С № 13557 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 № 8862 | ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251089395017 | - | Сервер сбора данных АИИС КУЭ | активная реактивная |
16 | ТП-7 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Ф-108, Ввод | Т-0,66 300/5 Кл. т. 0,5 А № 11137869 В № 11136111 С № 11136112 | - | ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251089394848 | - | Сервер сбора данных АИИС КУЭ | активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Метрологические характеристики ИК | |||||||
Границы интервала относительной основной по- | Границы интервала относительной погрешности | ||||||
Номер ИК | Диапазон тока | грешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, % | измерений в рабочих условиях эксплуатации, со- | ||||
ответствующие вероятности Р=0,95, % | |||||||
cos j = | cos j = | cos j = | cos j = | cos j = | cos j = | ||
0,9 | 0,8 | 0,5 | 0,9 | 0,8 | 0,5 | ||
1; 4-6; 11; 12; 15 | 1н1<11<1,21н1 | ±1,0 | ±1,2 | ±2,2 | ±1,3 | ±1,5 | ±2,3 |
0,21н1<11<1н1 | ±1,3 | ±1,6 | ±2,9 | ±1,5 | ±1,8 | ±3,0 | |
(ТТ 0,5; ТН 0,5; | 0,11н1<11<0,21н1 | ±2,3 | ±2,8 | ±5,4 | ±2,4 | ±2,9 | ±5,5 |
Сч 0,2S) | 0,051н1<11<0,11н1 | ±2,3 | ±2,9 | ±5,4 | ±2,5 | ±3,0 | ±5,5 |
2; 13 | 1н1<11<1,21н1 | ±1,2 | ±1,4 | ±2,3 | ±2,1 | ±2,2 | ±2,9 |
0,21н1<11<1н1 | ±1,4 | ±1,7 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,4 | ±3,5 | |
(ТТ 0,5; ТН 0,5; | 0,11н1<11<0,21н1 | ±2,4 | ±2,9 | ±5,4 | ±2,9 | ±3,4 | ±5,7 |
Сч 0,5S) | 0,051н1<11<0,11н1 | ±2,5 | ±3,0 | ±5,5 | ±3,1 | ±3,5 | ±5,8 |
3 | 1н1<11<1,21н1 | ±1,0 | ±1,2 | ±2,2 | ±1,3 | ±1,5 | ±2,3 |
0,21н1<11<1н1 | ±1,0 | ±1,2 | ±2,2 | ±1,3 | ±1,5 | ±2,3 | |
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,11н1<11<0,21н1 | ±1,3 | ±1,6 | ±2,9 | ±1,5 | ±1,8 | ±3,0 |
0,051н1<11<0,11н1 | ±1,4 | ±1,7 | ±3,0 | ±1,6 | ±1,8 | ±3,1 | |
0,021н1<11<0,051н1 | ±2,3 | ±2,9 | ±5,4 | ±2,5 | ±3,0 | ±5,5 | |
7; 8; 16 | 1н1<11<1,21н1 | ±0,8 | ±1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±1,2 | ±1,9 |
0,21н1<11<1н1 | ±1,1 | ±1,4 | ±2,6 | ±1,4 | ±1,6 | ±2,8 | |
(ТТ 0,5; Сч 0,2S) | 0,11н1<11<0,21н1 | ±2,2 | ±2,7 | ±5,2 | ±2,3 | ±2,8 | ±5,3 |
0,051н1<11<0,11н1 | ±2,2 | ±2,8 | ±5,3 | ±2,4 | ±2,9 | ±5,3 | |
9; 10 | 1н1<11<1,21н1 | ±1,0 | ±1,1 | ±1,9 | ±2,0 | ±2,1 | ±2,6 |
0,21н1<11<1н1 | ±1,3 | ±1,5 | ±2,7 | ±2,2 | ±2,3 | ±3,2 | |
(ТТ 0,5; Сч. 0,5S) | 0,11н1<11<0,21н1 | ±2,3 | ±2,8 | ±5,3 | ±2,9 | ±3,3 | ±5,6 |
0,051н1<11<0,11н1 | ±2,4 | ±2,9 | ±5,4 | ±3,0 | ±3,4 | ±5,6 | |
14 | 1н1<11<1,21н1 | ±0,9 | ±1,1 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,3 | ±2,1 |
0,21н1<11<1н1 | ±1,2 | ±1,5 | ±2,7 | ±1,4 | ±1,7 | ±2,8 | |
(ТТ 0,5; ТН 0,2; | 0,11н1<11<0,21н1 | ±2,2 | ±2,8 | ±5,3 | ±2,4 | ±2,9 | ±5,3 |
Сч 0,2S) | 0,051н1<11<0,11н1 | ±2,3 | ±2,8 | ±5,3 | ±2,4 | ±2,9 | ±5,4 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Метрологические характеристики ИК | |||||||
Границы интервала относительной основной по- | Границы интервала относительной погрешности | ||||||
грешности измерений, | измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, % | ||||||
Номер ИК | Диапазон тока | соответствующие вероятности Р=0,95, % | |||||
sin j = | sin j = | sin j = | sin j = | sin j = | sin j = | ||
0,4 | 0,6 | 0,9 | 0,4 | 0,6 | 0,9 | ||
cos j = | cos j = | cos j = | cos j = | cos j = | cos j = | ||
0,9 | 0,8 | 0,5 | 0,9 | 0,8 | 0,5 | ||
1; 4-6; 11; 12; 15 | [^<^<1,21^ | ±2,6 | ±1,9 | ±1,2 | ±3,1 | ±2,6 | ±2,1 |
0,21н1<11<[н1 | ±3,5 | ±2,4 | ±1,5 | ±3,9 | ±3,0 | ±2,3 | |
(ТТ 0,5; ТН 0,5; | 0,11н1<11<0,21н1 | ±6,4 | ±4,3 | ±2,5 | ±6,6 | ±4,7 | ±3,1 |
Сч 0,5) | 0,051н1<11<0,11н1 | ±6,4 | ±4,4 | ±2,7 | ±6,7 | ±4,8 | ±3,2 |
2; 13 | 1н1<11<1,21н1 | ±2,7 | ±2,1 | ±1,5 | ±4,4 | ±4,0 | ±3,8 |
0,21н1<11<1н1 | ±3,6 | ±2,6 | ±1,8 | ±5,0 | ±4,3 | ±3,9 | |
(ТТ 0,5; ТН 0,5; | 0,11н1<11<0,21н1 | ±6,4 | ±4,4 | ±2,7 | ±7,3 | ±5,6 | ±4,4 |
Сч 1,0) | 0,051н1<11<0,11н1 | ±6,5 | ±4,6 | ±3,0 | ±7,4 | ±5,8 | ±4,5 |
3 | 1н1<11<1,21н1 | ±2,6 | ±1,9 | ±1,2 | ±3,1 | ±2,6 | ±2,1 |
0,21н1<11<1н1 | ±2,6 | ±1,9 | ±1,2 | ±3,1 | ±2,6 | ±2,1 | |
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,11н1<11<0,21н1 | ±3,5 | ±2,4 | ±1,5 | ±3,9 | ±3,0 | ±2,3 |
0,051н1<11<0,11н1 | ±3,6 | ±2,6 | ±1,8 | ±4,0 | ±3,1 | ±2,5 | |
0,021н1<11<0,051н1 | ±6,4 | ±4,4 | ±2,7 | ±6,7 | ±4,8 | ±3,2 | |
7; 8; 16 | 1н1<11<1,21н1 | ±2,2 | ±1,5 | ±1,0 | ±2,8 | ±2,3 | ±2,0 |
0,21н1<11<1н1 | ±3,1 | ±2,2 | ±1,3 | ±3,6 | ±2,8 | ±2,2 | |
(ТТ 0,5; Сч 0,5) | 0,11н1<11<0,21н1 | ±6,2 | ±4,2 | ±2,4 | ±6,4 | ±4,6 | ±3,0 |
0,051н1<11<0,11н1 | ±6,3 | ±4,3 | ±2,6 | ±6,5 | ±4,7 | ±3,1 | |
9; 10 | 1н1<11<1,21н1 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,3 | ±4,2 | ±3,9 | ±3,7 |
0,21н1<11<1н1 | ±3,3 | ±2,4 | ±1,6 | ±4,8 | ±4,2 | ±3,8 | |
(ТТ 0,5; Сч. 1,0) | 0,11н1<11<0,21н1 | ±6,3 | ±4,3 | ±2,6 | ±7,1 | ±5,5 | ±4,3 |
0,051н1<11<0,11н1 | ±6,4 | ±4,5 | ±2,9 | ±7,2 | ±5,7 | ±4,5 | |
14 | 1н1<11<1,21н1 | ±2,3 | ±1,6 | ±1,1 | ±2,9 | ±2,4 | ±2,1 |
0,21н1<11<1н1 | ±3,2 | ±2,3 | ±1,4 | ±3,7 | ±2,9 | ±2,2 | |
(ТТ 0,5; ТН 0,2; | 0,11н1<11<0,21н1 | ±6,2 | ±4,3 | ±2,5 | ±6,5 | ±4,6 | ±3,0 |
Сч 0,5) | 0,051н1<11<0,11н1 | ±6,3 | ±4,3 | ±2,6 | ±6,5 | ±4,7 | ±3,1 |
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 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Цн; диапазон силы тока (0,02 - 1,2) 1н, частота (50±0,15) Гц; коэффициент мощности cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
- ТТ и ТН от минус 40 °С до плюс 35 °С;
- счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;
- ИВК от плюс 15 °С до плюс 25 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4 Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) Цн1; диапазон силы первичного тока (0,01 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 35 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Цн2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха: температура окружающего воздуха от минус 20 °C до плюс 55 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
5 Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 35 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 5 - Перечень точек измерений АИИС КУЭ смежных субъектов, результаты измерений по которым получают в рамках соглашений об информационном обмене_
№ пп | № ИК в АИИС КУЭ | Наименование объекта измерений | Наименование точки измерений | Наименование АИИС КУЭ | Номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
1 | 16 | ТП 126 | ТП 126, Ф-109, ПС «Кочубеевская» | АИИС КУЭ МУП «Г орэлектросеть» г. Невинномысск | 58042-14 |
2 | 17 | ТП 126 | ТП 126, Ф-280, ПС «Почтовая» | ||
3 | 1 | РП-1 «Энергоблок» | РП-1 «Энергоблок», РУ-6 кВ, яч. 2.10, ф. 609 от ТПС-303 | АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт» по объекту ЗАО «Сен-Г обен Кавминстекло» | 45918-10 |
4 | 2 | РП-1 «Энергоблок» | РП-1 «Энергоблок», РУ-6 кВ, яч. 1.3, ф. 614 от ТПС-303 | ||
5 | 3 | РП-1 «Энергоблок» | РП-1 «Энергоблок», РУ-6 кВ, яч. 2.8, ф. 621 от ПС Бутылочная | ||
6 | 4 | РП-1 «Энергоблок» | РП-1 «Энергоблок», РУ-6 кВ, яч. 1.5, ф. РП-2 от ПС Бутылочная | ||
7 | 5 | ТП-2 | ТП-2, РУ-6 кВ, яч. 6, ф. 609 от ПС Бутылочная | ||
8 | 6 | ТП-1 | ТП-1, РУ-6 кВ, яч. 2, ф. 609 от ПС Бутылочная | ||
9 | 7 | ТП-1А | ТП-1 А, РУ-6 кВ, яч. 1, ф. 603 от ТПС-303 |
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик ЦЭ6850М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 160 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 60 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания 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 коммутируемого канала.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера сбора данных АИИС КУЭ;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, парамет-рировании:
- электросчетчика;
- сервера сбора данных АИИС КУЭ.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 128 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- сервер сбора данных АИИС КУЭ - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» 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 | № Г осреестра | Количество, шт. |
Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 2473-05 | 2 |
Трансформаторы тока | ТОЛ-10-I | 47959-11 | 4 |
Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 32139-06 | 5 |
Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 32139-11 | 1 |
Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ | 51623-12 | 1 |
Трансформаторы тока | ТПЛ-10 | 1276-59 | 2 |
Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 1261-08 | 2 |
Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 47958-11 | 2 |
Трансформаторы тока | ТТЭ | 32501-08 | 6 |
Трансформаторы тока | ТШП-0,66 | 47512-11 | 6 |
Трансформаторы тока | Т-0,66 | 29482-07 | 3 |
Трансформаторы тока | ТФЗМ-35Б-1У1 | 3689-73 | 3 |
Трансформаторы тока | ТФМ-35-II | 17552-98 | 1 |
Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-10 | 35956-12 | 3 |
Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 47583-11 | 3 |
Трансформаторы напряжения | ЗНОЛПМ-10 | 46738-11 | 3 |
Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-35-65 | 912-70 | 6 |
Трансформаторы напряжения | НАЛИ-СЭЩ | 51621-12 | 1 |
Трансформаторы напряжения | НОЛП-10 | 49075-12 | 2 |
Трансформаторы напряжения | НТМИ | 831-53 | 1 |
Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 2611-70 | 2 |
Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66 | 831-69 | 1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | ЦЭ6850М | 20176-06 | 16 |
У стройства синхронизации времени | УСВ-1 | 28716-05 | 1 |
Сервер | iLO 2 Default Network Settings | - | 1 |
Методика поверки | - | - | 1 |
Формуляр | ЛТВС.411711.001 ФО | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 62188-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2015 г.
Перечень основных средств 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 ЦЭ6850М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии ЦЭ6850. Методика поверки» ИНЕС.411152.034 Д1, утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 2002 г.
- УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 % до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электрической энергии ГУП СК «Ставрополь-коммунэлектро» для оптового рынка электрической энергии (АИИС КУЭ ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро»)», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро»
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.