Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Красноярскэнергосбыт" - в отношении "малых точек поставки" на оптовом рынке электрической энергии и мощности (ОРЭМ)

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 3822 от 22.07.11 п.34
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 43294
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 22261-94, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 1983-2001
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Красноярскэнергосбыт" - в отношении "малых точек поставки" на ОРЭМ предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• измерение количества электрической энергии, позволяющее определить величины учётных показателей, используемых в финансовых расчётах на оптовом рынке электроэнергии;

• автоматизация расчётов сальдо-перетоков со смежными субъектами;

• возможность контроля заданного режима поставки электрической энергии (мощности);

• снижение неучтённых потерь электроэнергии;

• повышение эффективности использования энергетических ресурсов, на базе получаемой обобщённой информации о поставках электрической энергии (мощности).

• измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• периодический (1 раз в сутки) 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 в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

• предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

• обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

• диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ; ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Всего листов 16 1-ый уровень - измерительные трансформаторы тока и напряжения и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и средства передачи данных, образующие 24 измерительных канала (ИК) системы по количеству точек учета электроэнергии;

Данный уровень осуществляет полный цикл автоматического сбора привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии в точках присоединений с заданной дискретностью измерений (30 минут), обработки, хранения и передачу информации в ЦСОД - верхний уровень АИИС КУЭ.

2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора и обработки данных (ЦСОД) АИИС КУЭ (далее - ИВК) - обеспечивает автоматический сбор и хранение измеренных данных с ИК нижнего уровня в базе данных АИИС КУЭ, осуществляет передачу данных о выработке и потреблении электроэнергии в виде отчётов и договорной документации в ОАО "АТС", СО-ЦДУ-ЕЭС (файл ХМЬ-формата_ и смежные организации ОРЭ.

Серверы опроса ЦСОД производят автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью измерений 30 минут.

Автоматический сбор данных со счетчиков, проверку достоверности и целостности данных, обработку данных, а также передачу, предоставление данных в установленном формате и выдачу отчетных форм обеспечивает программный комплекс "Пирамида 2000".

В соответствии с регламентами ОАО "АТС", один раз в сутки программный комплекс "Пирамида 2000" формирует и отсылает в ОАО "АТС" файл XML-формата, содержащий информацию о потреблении электроэнергии с заданной дискретностью измерений (30 минут). Передача данных о выработке и потреблении электроэнергии в филиал ОАО "СО ЕЭС" Красноярское РДУ, субъектам ОРЭМ производится в XML-формате один раз в сутки.

Для обеспечения работоспособности ЦСОД АИИС КУЭ ОАО "Красноярскэнергосбыт" в отношении "малых точек поставки" на ОРЭМ формируется оперативно-эксплуатационный персонал ЦСОД.

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, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы контроллера «Сикон ТС-65» (модем IRZ), где производится сбор и передача результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.

Система обеспечение единого времени (СОЕВ) предназначена для синхронизации системного времени АИИС КУЭ ОАО "Красноярскэнергосбыт" в отношении "малых точек поставки" на ОРЭМ с единым календарным временем.

Синхронизация времени по приборам учета подстанции "Майна-Сизая" осуществляется от АИИС КУЭ ОАО "Хакасэнерго" и данные от приборов учета идут с привязкой к красноярскому времени. По остальным точкам время московское.

В качестве первичного источника эталонного времени в ЦСЛД применено устройство УСВ-2, исполнения ВЛСТ.237.00.000 - 19-ти дюймовый вариант исполнения вычислительного блока.

Устройство обеспечивает измерение текущих значений времени и даты с коррекцией по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС, GPS NAVSTAR. В качестве приёмника метки UTP используются выносной антенный пост (Антенна ГЛОНАСС/GPS с кабелем типа РК-50-7-11). Установка Антенного поста производится в прямой зоне радио видимости спутников системы ГЛОНАСС, GPS NAVSTAR.

Синхронизация времени осуществляется на всех устройствах АИИС КУЭ ОАО "Красноярскэнергосбыт" в отношении "малых точек поставки" на ОРЭМ, имеющих встроенные часы.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа 35LVS (35HVS). Устройство синхронизации системного времени УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию времени сервера, при превышении порога ± 1с происходит коррекция времени сервера. Часы синхронизируются при каждом сеансе связи, коррекция при превышении ± 1с. Часы счетчика синхронизируются от часов сервера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков при превышении порога более чем на ±2 с. Взаимодействие между уровнями АИИС осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Точность хода часов счетчика согласно описанию типа ± 0,5 с, с учетом температурной составляющей ± 1,5 с. Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) ЦСОД подразделяется на:

1. Системное программное обеспечение;

2. Специальное (прикладное) программное обеспечение.

Системное ПО представляет собой совокупность системных программных средств, обеспечивающих работоспособность оборудования и поддержку специального прикладного программного обеспечения и информационной среды для функционирования задач пользователей.

Специальное ПО представляет собой совокупность прикладных программных средств, обеспечивающих непосредственное выполнение функций и задач ЦСОД ОАО «Красноярскэнергосбыт». Ядром программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «Красноярскэнергосбыт» в отношении «малых точек поставки» на ОРЭМ является программный комплекс «Пирамида 2000». ПК Включает в себя пакет следующих программ:

- «Пирамида 2000. Сервер»;

- «Пирамида 2000. АРМ»;

- «Пирамида 2000. Отказоустойчивый кластер».

Пакет программ «Пирамида 2000. Сервер» предназначен для:

• организации сбора данных о потреблении и выработке электрической энергии, параметров качества электрической энергии, состояний средств измерений — журналов событий (регистраторов) средств измерений;

• организации надёжного долговременного хранения собранных данных с помощью мониторинга состояния базы данных;

• обработки собранной информации: достоверизации, расчёта групп, потерь, лимитов и небалансов;

• предоставления данных прикладному программному обеспечению автоматизированных рабочих мест (АРМ);

• визуализации собранных и рассчитанных данных посредством веб-интерфейса;

• взаимодействия с внешними системами с использованием средств и протоколов обмена данными: XML (80020, 80030 и т.д.), АСКП, МЭК 60870-5-101, МЭК 60870-5-104, OPC DA.

Пакет программ «Пирамида 2000. АРМ» служит для организации в рамках АИИС автоматизированных рабочих мест (АРМ). Каждое рабочее место представляет собой персональный компьютер, связанный с сервером сбора и сервером баз данных локальной сетью предприятия (intranet) или высокоскоростными каналами связи internet.

Отказоустойчивый кластер предназначен для повышения надёжности централизованного сбора, обработки и хранения информации о выработке и потреблении электрической энергии и мощности на Центральном Пункте АИИС. Двухмашинный комплекс так же позволяет проводить регламентные работы с ПО и оборудованием системы без остановки ее работы.

ПО «Пирамида 2000» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные с коммерческого учета со счетчиков.

Таблица 1. - Сведения о программном обеспечении.

Наименование

ПО

Идентификационно е наименование ПО

Номер     версии

(идентификационн ый номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм цифрового идентификат ора ПО

Пирамида 2000. Сервер

P2kServer.exe

12.02/2007/С-03

111b7d2c3ce45ac4 a0ed2aec8cccae59

MD5

Пирамида

2000. Кластер

P2kCl aster(server) .ex e

12.02/2007/К-01

6f946287b0aa6a09

6f1fcf1668a71f54

MD5

Пирамида 2000. АРМ

P2kClient.exe

12.02/2007/С-03

198ede872faca0b5

9911fd24ac98a46c

MD5

Пирамида 2000.

Мобильный АРМ

P2kMobile.exe

10.55/2005

a4642f3e0a20b1ef

03bc80a3b1e8b01c

MD5

• Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающий в себя ПО, внесен в Госреестр СИ РФ под № 21906-11;

• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;

• Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов;

• Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «С» в соответствии с МИ 3286-2010

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

№ ИК

Диспетчерское наименование точки учёта

Состав измерительного канала

Вид

электроэнергии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик      статический

трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии

1

2

3

4

5

6

ОАО «Красноярскэнергосбыт» в отношении «малых точек поставки» на ОРЭМ

1

ПС №28В «Кия-Шалтырь» Секция II, Ячейка 6, Фидер 6

ТПФМ-10

класс точности 0,5

Ктт=400/5

Зав. № 6174; 6956

Госреестр № 814-53

НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=6000/100

Зав. № 2852100000001 Госреестр № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03.М класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0804101989 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

2

ПС №28В «Кия-Шалтырь» Секция I, Ячейка 20, Фидер 20

ТПФМ-10

класс точности 0,5

Ктт=400/5

Зав. № 6957; 6952

Госреестр № 814-53

НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=6000/100

Зав. № 2852100000002 Госреестр № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03.М класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0804101809 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

3

ПС №28В «Кия-Шалтырь» Секция I, Ячейка 25, Фидер 25

ТПФМ-10

класс точности 0,5

Ктт=150/5

Зав. № 94528; 31586

Госреестр № 814-53

НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=6000/100

Зав. № 2852100000002 Госреестр № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03.М класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0803103171 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

4

ТП №3 «Нефтебаза»

Ф-0,4 кВ

ТК-20

класс точности 0,5

Ктт=150/5

Зав. № 827556; 880582;

880647

Госреестр № 1407-60

СЭТ-4ТМ.03.М.09 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 0810103054 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

5

ТП № 14 «Бойлреная» Секция I Ячейка 7

ТПЛМ-10; ТПЛ-10 класс точности 0,5 Ктт=100/5

Зав. № 11799; 15431

Госреестр №   2363-68;

1276-59

НТМИ-6-66 класс точности 0,5 Ктн=6000/100 Зав. № 8495 Госреестр № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03.М класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0803103193 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

8

ПС №17 «Тамтачет», фидер №17-04, ячейка 4

ТЛО-10

класс точности 0,2S

Ктт=100/5

Зав. № 1047; 1055

Госреестр № 25433-08

ЗНОЛП класс точности 0,2 Ктн К)000/\3/100/\3

Зав. № 10368; 10364; 10363

Госреестр № 23544-07

СЭТ-4ТМ.03.М класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0802110567 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

9

ПС №17 «Тамтачет», фидер №17-08, ячейка 8

ТЛО-10

класс точности 0,2S

Ктт=100/5

Зав. № 1956; 2282

Госреестр № 25433-08

ЗНОЛП

класс точности 0,2 Ктн=10000/\3/100/\3

Зав. № 10368; 10364; 10363

Госреестр № 23544-07

СЭТ-4ТМ.03.М класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0802110608 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

10

ПС №17 «Тамтачет», фидер №17-09, ячейка 9

ТЛО-10

класс точности 0,2S

Ктт=100/5

Зав. № 9281; 9286

Госреестр № 25433-08

ЗНОЛП класс точности 0,2 Ктн К)000/\3/100/\3

Зав. № 10361; 10362; 10366

Госреестр № 23544-07

СЭТ-4ТМ.03.М класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0802110611 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

11

ПС №17 «Тамтачет», фидер №17-10, ячейка 10

ТЛО-10

класс точности 0,5S

Ктт=75/5

Зав. № 25777; 25778

Госреестр № 25433-08

ЗНОЛП

класс точности 0,2 Ктн=10000/\3/100/\3

Зав. № 10368; 10364; 10363

Госреестр № 23544-07

СЭТ-4ТМ.03.М класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0802110698 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

12

ПС №17 «Тамтачет», фидер №17-13, ячейка 13

ТЛО-10

класс точности 0,2S

Ктт=100/5

Зав. № 12741; 12744

Госреестр № 25433-08

ЗНОЛП

класс точности 0,2 Ктн=10000/\3/100/\3

Зав. № 10361; 10362; 10366

Госреестр № 23544-07

СЭТ-4ТМ.03.М класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0803110858 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

13

ПС №17 «Тамтачет», фидер №17-18, ячейка 18

ТЛО-10

класс точности 0,5S

Ктт=10/5

Зав. № 3612; 3613

Госреестр № 25433-08

ЗНОЛП

класс точности 0,2 Ктн=10000/\3/100/\3

Зав. № 10368; 10364; 10363

Госреестр № 23544-07

СЭТ-4ТМ.03.М класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0803111625 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

14

ПС №17 «Тамтачет», фидер №17-20, ячейка 20

ТЛО-10

класс точности 0,5S

Ктт=10/5

Зав. № 3614; 3615

Госреестр № 25433-08

ЗНОЛП

класс точности 0,2 Ктн=10000/\3/100/\3

Зав. № 10368; 10364; 10363

Госреестр № 23544-07

СЭТ-4ТМ.03.М класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0803111632 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

11*

ПС «Майна» КЛ-6кВ ООО «Горняк» 35/6 кВ яч.№9

ТПЛ-10-М

класс точности 0,5S

Ктт=200/5

Зав. № 1690; 2280; 2281

Госреестр № 22192-07

НАМИТ-10

класс точности 0,5

Ктн=6000/100

Зав. № 0647

Госреестр № 16687-02

EPQS 111.08.07.LL класс точности 0,5S/0,5 Зав. № 486917 Госреестр № 25971-06

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

10*

ПС «Майна» КЛ-6кВ ООО «Горняк» 35/6 кВ яч.№19

ТПЛ-10-М

класс точности 0,5S

Ктт=200/5

Зав. № 1686; 2282; 2283

Госреестр № 22192-07

НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=6000/100 Зав. № 0780 Госреестр № 16687-02

EPQS 111.08.07.LL класс точности 0,5S/0,5 Зав. № 486922 Госреестр № 25971-06

активная реактивная

12*

ПС «Майна» КЛ-6кВ ПС п. Сизая 35/6 кВ яч. №10

ТПЛ-10-М

класс точности 0,5S

Ктт=400/5

Зав. № 1976; 2237; 2046

Госреестр № 22192-07

НАМИТ-10

класс точности 0,5

Ктн=6000/100

Зав. № 0647

Госреестр № 16687-02

EPQS 111.08.07.LL класс точности 0,5S/0,5 Зав. № 486915 Госреестр № 25971-06

активная реактивная

13*

ПС п. Сизая КЛ-6кВ ЯКНО-6кВ №16

ТПЛ-10-М

класс точности 0,5S

Ктт=150/5

Зав. № 2161; 2160

Госреестр № 22192-07

НТМИ-6-66 класс точности 0,5 Ктн=6000/100 Зав. № СКЕК Госреестр № 2611-70

EPQS 122.21.12.LL класс точности 0,5S/0,5 Зав. № 417383 Госреестр № 25971-06

активная реактивная

5*

Красноярская ГРЭС-2 Секция А 6кВ яч.11 ( Т-1АБ)

ТЛО-10

класс точности 0,5S

Ктт=75/5

Зав. № 11607; 11604

Госреестр № 25433-07

ЗНОЛП

класс точности 0,5 Ктн=6000/^3/100/^3

Зав. № 3658; 3587; 3584

Госреестр № 23544-07

СЭТ-4ТМ.03М класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0803103371 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

6*

Красноярская ГРЭС-2 Секция Б 6кВ яч.12 (Т-2АБ)

ТЛО-10

класс точности 0,5S

Ктт=75/5

Зав. № 11605; 11606

Госреестр № 25433-07

ЗНОЛП

класс точности 0,5 Ктн=6000/^3/100/^3

Зав. № 3586; 3557; 3301

Госреестр № 23544-07

СЭТ-4ТМ.03М класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0803103364 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

1*

Красноярская ГРЭС-2 Секция 10А 6кВ яч.570 ( Т-1БЗ)

ТЛО-10

класс точности 0,5S Ктт=100/5

Зав. № 11588; 11589

Госреестр № 25433-07

НТМИ-6-66 класс точности 0,5 Ктн=6000/100 Зав. № 3331 Госреестр № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0803103131 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7*

Красноярская ГРЭС-2 Секция Б 6кВ яч.16 (КТПН теплиц)

ТЛО-10

класс точности 0,5S

Ктт=100/5

Зав. № 11590; 11591

Госреестр № 25433-07

ЗНОЛП

класс точности 0,5 Ктн=6000/^3/100/^3

Зав. № 3586; 3557; 3301

Госреестр № 23544-07

СЭТ-4ТМ.03М класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0812095082 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

4*

Красноярская ГРЭС-2 Секция 1 ВО 0,4 кВ п.7В (Ст. «Речная» вв. №1)

ТОП-0,66

класс точности 0,5S Ктт=100/5

Зав. № 0047151; 0047153;

0047933

Госреестр № 15174-06

ПСЧ-4ТМ.05М.16 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 0612096301 Госреестр № 36355-07

активная реактивная

3*

Красноярская ГРЭС-2 Щит 0,4кВ ТТЦ- II В п.4С

(Ст. «Речная» вв. №2)

ТОП-0,66

класс точности 0,5S Ктт=100/5

Зав. № 0047939; 0047374;

0048180

Госреестр № 15174-06

ПСЧ-4ТМ.05М.16 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 0612093391 Госреестр № 36355-07

активная реактивная

2*

Красноярская ГРЭС-2 Щит 0,4 кВ ТТЦ-II В п. 2Н «Вагонное депо»

ТОП-0,66

класс точности 0,5S Ктт=200/5

Зав. № 0018267; 0018291;

0018264

Госреестр № 15174-06

ПСЧ-4ТМ.05М.16 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 0612093460 Госреестр № 36355-07

активная реактивная

8*

Красноярская ГРЭС-2 Сборка 0,4 кВ №1 НВВ (ж/д переезд «33 км»)

ПСЧ-3ТМ.05М.04 класс точности 1,0/2,0 Зав. № 0712090411 Госреестр № 36354-07

активная реактивная

Таблица 3. - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

диапазон тока

Доверительные границы относительной погрешности результата измерений активной электрической энергии при доверительной вероятности P=0,95:

Основная относительная погрешность ИК, (± 8 ), %

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 8 ), %

cos ф = 1,0

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 1,0

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1-3, 5

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S)

0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1

1,8

2,8

5,4

1,9

2,9

5,5

0,2Ih1 < I1 < Ih1

1,1

1,6

2,9

1,2

1,7

3,0

Ihi < I1 < 1,2Ihi

0,9

1,2

2,2

1,0

1,4

2,3

4

(ТТ 0,5; Сч 0,5S)

0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1

1,7

2,8

5,4

2,1

3,1

5,5

0,2Ih1 < I1 < Ih1

1,0

1,5

2,7

1,6

2,0

3,0

Ihi < I1 < 1,2Ihi

0,8

1,1

1,9

1,4

1,7

2,3

8-10, 12

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S)

0,01(0,02)Ihi < I1 <

0,05Ih1

1,0

1,1

1,8

1,2

1,3

1,9

0,05Ihi < I1 < 0,2Ihi

0,6

0,8

1,3

0,8

1,0

1,4

0,2IH1 < I1 < IH1

0,5

0,6

0,9

0,8

0,9

1,2

Ihi < Ii < 1,2Ihi

0,5

0,6

0,9

0,8

0,9

1,2

11, 13, 14

(ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,2S)

0,01(0,02)Ihi < Ii <

0,05Ih1

1,7

2,5

4,7

1,8

2,5

4,7

0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi

0,9

1,5

2,8

1,1

1,6

2,8

0,2IH1 < I1 < IH1

0,7

1,0

1,9

0,9

1,2

2,0

IH1 < I1 < 1,2IH1

0,7

1,0

1,9

0,9

1,2

2,0

11*, 10*, 12*, 13*

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

Сч 0,5S)

0,01(0,02)Ihi < Ii <

0,05Ih1

2,1

2,7

4,9

2,4

3,0

5,1

0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi

1,2

1,7

3,1

1,7

2,2

3,4

0,2Ihi < Ii < Ihi

1,0

1,3

2,3

1,6

1,9

2,7

IH1 < I1 < 1,2IH1

1,0

1,3

2,3

1,6

1,9

2,7

5*, 6*, 1*, 7*

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

Сч 0,2S)

0,01(0,02)Ihi < Ii < 0,05Ihi

1,8

2,5

4,8

1,9

2,6

4,8

0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1

1,1

1,6

3,0

1,2

1,7

3,0

0,2Ihi < Ii < Ihi

0,9

1,2

2,2

1,0

1,4

2,3

IH1 < I1 < 1,2IH1

0,9

1,2

2,2

1,0

1,4

2,3

4* з* 2*

(ТТ 0,5S; Сч 0,5S)

0,01(0,02)Ihi < Ii < 0,05Ihi

2,0

2,6

4,7

2,3

2,9

4,9

0,05IH1 < I1 < 0,2IH1

1,0

1,6

2,8

1,6

2,0

3,2

0,2Ihi < Ii < Ihi

0,8

1,1

1,9

1,4

1,7

2,3

Ihi < Ii < 1,2Ihi

0,8

1,1

1,9

1,4

1,7

2,3

8*

(Сч 1,0)

0,1Ihi < Ii < 0,2Ihi

1,1

1,3

1,7

2,7

2,9

3,2

0,2Ih1 < Ii < IH1

1,1

1,1

1,1

2,7

2,8

3,0

Ihi < I1 < 1,2IH1

1,1

1,1

1,1

2,7

2,8

3,0

Лист № 11

Всего листов 16

Таблица 4. - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)__________

Номер ИК

диапазон тока

Доверительные границы относительной погрешности результата измерений реактивной энергии в рабочих условиях эксплуатации при доверительной вероятности P=0,95, ± %

Основная относительная погрешность ИК, (± 8 ), %

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 8), %

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

1

2

3

4

5

6

1-3, 5

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5

- ГОСТ Р 52425

2005)

0,051н1 < Ii < 0,2Ihi

4,4

2,5

4,6

2,8

0,21н1 < I1 < 1н1

2,4

1,5

2,8

2,0

1н1 < I1 < 1,21н1

1,9

1,2

2,3

1,7

4

(ТТ 0,5; Сч 1,0 - ГОСТ Р 524252005)

0,051н1 < I1 < 0,21н1

4,4

2,7

5,4

4,0

0,21н1 < I1 < 1н1

2,4

1,6

3,8

3,4

1н1 < I1 < 1,21н1

1,8

1,3

3,5

3,2

8-10, 12

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5

- ГОСТ Р 524252005)

0,021н1 < I1 < 0,051н1

1,8

1,5

2,3

1,9

0,051н1 < I1 < 0,21н1

1,4

0,9

1,9

1,6

0,21н1 < I1 < 1н1

1,0

0,8

1,7

1,5

1н1 < I1 < 1,21н1

1,0

0,8

1,7

1,5

11, 13, 14

(ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,5

- ГОСТ Р 524252005)

0,021н1 < I1 < 0,051н1

3,8

2,4

4,1

2,7

0,051н1 < I1 < 0,21н1

2,4

1,4

2,7

1,9

0,21н1 < I1 < 1н1

1,6

1,0

2,1

1,6

1н1 < I1 < 1,21н1

1,6

1,0

2,1

1,6

11*, 10*, 12*, 13*

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5

- ГОСТ Р 524252005)

0,021н1 < I1 < 0,051н1

4,0

2,4

4,2

2,7

0,051н1 < I1 < 0,21н1

2,5

1,5

2,9

2,0

0,21н1 < I1 < 1н1

1,9

1,2

2,3

1,7

1н1 < I1 < 1,21н1

1,9

1,2

2,3

1,7

5*, 6*, 1*, 7*

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5

- ГОСТ Р 524252005)

0,021н1 < I1 < 0,051н1

4,0

2,4

4,2

2,7

0,051н1 < I1 < 0,21н1

2,5

1,5

2,9

2,0

0,21н1 < I1 < 1н1

1,9

1,2

2,3

1,7

1н1 < I1 < 1,21н1

1,9

1,2

2,3

1,7

Продолжение таблицы 4

1

2

3

4

5

6

4* з* 2*

(ТТ 0,5S; Сч 1,0 - ГОСТ Р 524252005)

0,021н1 < Ii < 0,051н1

4,0

2,6

5,1

4,0

0,051н1 < I1 < 0,21н1

2,6

1,7

4,0

3,4

0,21н1 < I1 < 1н1

1,8

1,3

3,6

3,3

1н1 < Ii < 1,21н1

1,8

1,3

3,6

3,3

8*

(Сч 2,0

- ГОСТ Р 52425

2005)

0,051н1 < Ii < 0,21н1

2,8

2,8

5,7

5,5

0,21н1 < Ii < 1н1

2,2

2,2

5,4

5,2

1н1 < I1 < 1,2]н1

2,2

2,2

5,4

5,2

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

2. Нормальные условия эксплуатации :

Параметры сети:

• диапазон напряжения - (0,99 ^ 1,01)Uh;

• диапазон силы тока - (0,01 + 1,2)1н;

• диапазон коэффициента мощности cos9 (sm9) - 0,8 + 1,0(0,5 + 0,6);

• частота - (50 ± 0,15) Гц;

• магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

• Температура окружающего воздуха:

- для ТТ и ТН - от минус 40 °С до 50 °С;

- для счетчиков - от 18 °С до 25 °С;

- для ИВК - от 10 °С до 30 °С.

3. Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

• параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ^ 1,1)Uki; диапазон силы первичного тока - (0,01 + 1,2)1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 + 1,0(0,6 + 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;

• температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С.

Для электросчетчиков:

• параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ^ l,l)Uii2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 + 1,2)1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,8 + 1,0(0,6); частота - (50 ± 0,4) Гц;

• температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С;

• магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

4. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52322-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.

5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 5 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

• счетчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часов;

• счетчик EPQS - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часов;

• счетчик ПСЧ-4ТМ.05М, ПСЧ-3ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часов;

Надежность системных решений:

• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

Защищенность применяемых компонентов:

• наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

• S счетчика;

• S промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• S испытательной коробки;

• наличие защиты на программном уровне:

•S пароль на счетчике;

J пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

• счетчиках (функция автоматизирована);

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - не менее 30 лет;

• ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ ОАО "Красноярскэнергосбыт" - в отношении "малых точек поставки" на ОРЭМ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Кол-во, шт.

Трансформатор тока ТПФМ-10

6

Трансформаторы тока стационарные ТК

3

Трансформатор тока ТПЛМ-10

1

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией ТПЛ-10

1

Трансформаторы тока ТПЛ-10-М

11

Трансформаторы тока ТЛО-10

22

Трансформаторы тока опорные ТОП-0,66

9

Трансформатор напряжения НАМИТ-10

4

Трансформаторы напряжения ЗНОЛП

12

Трансформаторы напряжения НТМИ-6-66

3

Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М

16

Контроллер «Сикон-ТС 65»

10

Модем IRZ

2

Счётчики электрической энергии многофункциональные EPQS

4

Счётчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М

3

Счётчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-3ТМ.05М

1

Устройства синхронизации времениУСВ-2

1

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления "Пирамида"

1

Методика поверки

1

Формуляр

1

Инструкция по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу "ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Красноярскэнергосбыт" -в отношении "малых точек поставки" на ОРЭМ. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в июле 2011 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";

• СЭТ-4ТМ.03.М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 году.

• EPQS - по документу РМ 1039597-26:2002 "Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS".

• ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146 РЭ, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 году.

Лист № 15

Всего листов 16

• ПСЧ-3ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.138 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.138 РЭ, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 году.

• "Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления "Пирамида" Методика поверки" ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в 2010г.

• 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.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Красноярскэнергосбыт" - в отношении "малых точек поставки" на ОРЭМ».

Нормативные документы

1. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

2. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

3. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

4. ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия

5. ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6. ГОСТ Р 52322-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.

7. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-21:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

8. ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии классов точности 0,2S и 0,5S..

9. «Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Красноярскэнергосбыт" - в отношении "малых точек поставки" на ОРЭМ».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание