Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Туапсе (АИИС КУЭ ОАО "НЭСК" дл

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 15
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 3

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Туапсе (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Туапсе») (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:

1-й    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 и ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (Зав.№ 01487, Зав.№ 01579, Зав.№ 01607) (далее - контроллер СИКОН С70), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав.№ 690, Зав.№ 677, Зав.№ 1580), программное обеспечение (далее - ПО).

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Туапсе» и ЦСОД ОАО «НЭСК».

ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Туапсе» включает в себя сервер опроса ИВКЭ и баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 737), 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».

ЦСОД ОАО «НЭСК» включает в себя серверы для организации и обслуживания локальной вычислительной сети предприятия, в том числе сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1624), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные 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

Лист № 2 Всего листов 12

значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. 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.

Для ИК № 1-12, 16, 17 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы контроллеров СИКОН С70: ИК № 1-3 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01487), для ИК № 4-12 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01579), для ИК № 16, 17 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01607), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к контроллерам СИКОН С70 устройствам. Далее, по запросу ИВК, контроллеры СИКОН С70 передают запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM.

Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на преобразователь МОХА ТСС-1001, после чего сигнал передаётся на GSM-модем, далее по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Туапсе», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из сервера базы данных ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Туапсе», информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в Центр сбора и обработки данных ОАО «НЭСК» (ЦСОД ОАО «НЭСК»).

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, контроллеры СИКОН С70 и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC для УСВ-1 не более ±0,5 с. Сервер БД, установленный в ЦСОД ОАО «НЭСК» и сервер, установленный ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Туапсе», периодически сравнивают свое системное время со временем в соответствующих УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Время часов контроллеров СИКОН С70 синхронизировано со временем соответствующих УСВ-1, сличение ежеминутное, погрешность синхронизации не более ±0,1 с. Сравнение показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК № 13-15, 18-21) производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и контроллеров СИ-

Лист № 3 Всего листов 12

КОН С70 (или ИВК для ИК № 13-15, 18-21) ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Передача информации от ИВК до счетчиков электрической энергии и от контроллеров СИКОН С70 до счетчиков реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «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

ParseMod-

bus.dll

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 электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Состав 1-го, 2-го и 3-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го, 2-го и 3-го уровней ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики_

Но

мер

ИК

Номер точки измерений на од-ноли-нейной схеме

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Метрологические

характеристики

ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВКЭ

(ИВК)

Основная по-грешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

1

ПС 110/10 кВ «Новомихайловская», РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. "Нм-1"

ТПЛ-10-М-1 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 11502 Зав. № 11501

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 3601

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0803147044

СИКОН С70 Зав. № 01487

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

2

2

ПС 110/10 кВ «Новомихайловская», РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. "Нм-11"

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 41907 Зав. № 21160

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812135960

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

3

3

ПС 110/10 кВ «Новомихайловская», РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. " Нм-8"

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 16944 Зав. № 15876

ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 7294 Зав. № 7532 Зав. № 7529

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812136673

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

4

4

ПС 110/6 кВ «Туапсе-Г ородская», РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч "ТГ-2"

ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 50506 Зав. № 83364

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1675

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0803147155

СИКОН С70 Зав. № 01579

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

5

5

ПС 110/6 кВ «Туапсе-Г ородская», РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч "ТГ-6"

ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 03015 Зав. № 03002

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0803147479

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

6

6

ПС 110/6 кВ «Туапсе-Городская», РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч "ТГ-16"

ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 60915 Зав. № 58586

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0803146928

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

7

7

ПС 110/6 кВ «Туапсе-Городская», РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч "ТГ-18"

ТЛМ-10-2 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 7933 Зав. № 9920

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812136135

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

8

8

ПС 110/6 кВ «Туапсе-Городская», РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч "ТГ-22"

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 21161 Зав. № 21271

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1675

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812136320

СИКОН С70 Зав. № 01579

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

9

9

ПС 110/6 кВ «Туапсе -Городская», РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч "ТГ-1"

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 42446 Зав. № 43079

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 629

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812136100

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

10

10

ПС 110/6 кВ «Туапсе -Городская», РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч "ТГ-9"

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 30271 Зав. № 30476

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0803146830

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

11

11

ПС 110/6 кВ «Туапсе -Городская», РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч "ТГ-19"

ТВК-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 07393 Зав. № 06502

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0803147500

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

12

29

ПС 110/6 кВ «Туапсе -Городская», РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. "ТГ-13"

ТОЛ-10 УТ2.1 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 60920 Зав. № 60021

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0803147058

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

13

13

ПС 110/10/6кВ «Туапсе -Тяговая» , РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч. "ТТ-16"

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 40870 Зав. № 52507

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 5540

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0805122250

HP DL360е Gen8 Зав. № CZJ4280 5P8

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

14

14

ПС 110/10/6кВ «Туапсе-Тяговая» , РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч. "ТТ-17"

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 52523 Зав. № 52533

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0805122348

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

15

17

ТП-21 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 23762 Зав. № 18934

НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2096

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0108071955

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

16

19

ПС 110/10 кВ "Небуг", РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. "7"

ТВК-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 2475 Зав. № 2476

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 714

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110063141

СИКОН С70 Зав. № 01607

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

17

20

ПС 110/10 кВ "Небуг", РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. "18"

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 16104 Зав. № 16217 Зав. № 16218

ЗНОЛ-СЭЩ-

10

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 0139010

Зав. № 0139110

Зав. № 0138710

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812136306

СИКОН С70 Зав. № 01607

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

18

21

ТПн-178 10/0,4 кВ, Т-1, РУ-0,4 кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 01009876 Зав. № 01009878 Зав. № 01009877

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0101073155

HP БЬ360е Gen8 Зав. № CZJ4280 5P8

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,0

±2,1

±3,4

±5,7

19

22

ТПн-178 10/0,4 кВ, Т-2, РУ-0,4 кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 05061042 Зав. № 05061043 Зав. № 05061044

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0101072622

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,0

±2,1

±3,4

±5,7

20

23

ТПн-171 10/0,4 кВ, Т-1, РУ-0,4 кВ

ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 05063970 Зав. № 05063971 Зав. № 05063972

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110068102

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,0

±2,1

±3,4

±5,7

21

24

ТПн-171 10/0,4 кВ, Т-2, РУ-0,4 кВ

ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 35988 Зав. № 35969 Зав. № 29343

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0105060031

Ак

тивная

Реак

тивная

±1,0

±2,1

±3,4

±5,7

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    Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) ин; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.; частота (50 ± 0,2) Гц;

-    температура окружающей среды: (23±2) °С.

5    Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) U н1; диапазон силы первичного тока - (0,01(0,05) - 1,2) I н1; коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 50°С;

-    относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

-    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) U н2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) I н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Г ц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 60°С;

-    относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

-    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от плюс 10°С до плюс 25°С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

6    Погрешность в рабочих условиях указана для 2(5)% 1ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10°С до плюс 35°С.

7    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена контроллеров СИКОН С70, УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8    Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 часа;

-    устройство синхронизации времени УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 часа;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 113 060 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 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 выделенного канала связи сети Интернет по электронной почте или с помощью сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике.

-    журнал контроллера СИКОН С70:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения на счетчике;

-    коррекции времени в счетчике и контроллере СИКОН С70;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    контроллера СИКОН С70;

-    сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:

-    электросчетчика;

-    контроллера СИКОН С70;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    контроллерах СИКОН С70 (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений;

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    контроллер СИКОН С70 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 суток; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

-    сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Туапсе (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Туапсе») типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС

Э

У

Наименование

Тип

Г осреестра

Количество

Трансформаторы тока

ТПЛ-10-М

22192-03

2

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10

1276-59

8

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

1856-63

8

Трансформаторы тока

ТПЛМ-10

2363-68

6

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

2473-69

2

Трансформаторы тока

ТВК

45370-10

4

Трансформаторы тока

ТОЛ-10 УТ2

6009-77

2

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-06

3

Трансформаторы тока

Т-0,66

29482-07

6

Трансформаторы тока

ТШП-0,66 У3

44142-11

3

Трансформаторы тока шинные

ТШП-0,66

15173-01

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66

831-69

2

Трансформаторы напряжения измерительные

ЗНОЛ.06

3344-04

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

831-53

2

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

1

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10

831-53

1

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-СЭЩ-10

35956-07

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

15

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ 4ТМ.03

27524-04

6

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

28822-05

3

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

28716-05

5

Методика поверки

1

Формуляр

1

Руководство по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу МП 60809-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Туапсе (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Туапсе»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 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 СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «10» сентября 2004 г.;

Лист № 11 Всего листов 12

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

-    контроллеров СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 году;

-    УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-

1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному 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 электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Туапсе (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Туапсе»), аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Туапсе (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Туапсе»)

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.

Развернуть полное описание