![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Самараэнерго" в точках присоединения электрических сетей ЗАО "Квант" и ООО "Волжские коммунальные системы" к электричес](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Самараэнерго" в точках присоединения электрических сетей ЗАО "Квант" и ООО "Волжские коммунальные системы" к электричес")
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Самараэнерго" в точках присоединения электрических сетей ЗАО "Квант" и ООО "Волжские коммунальные системы" к электричес
- ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир
-
Скачать
68089-17: Методика поверки МП 005-17Скачать9.2 Мб
68089-17: Описание типа СИСкачать132.1 Кб
- 22.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Самараэнерго" в точках присоединения электрических сетей ЗАО "Квант" и ООО "Волжские коммунальные системы" к электричес
| Основные | |
| Тип | |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Самараэнерго» в точках присоединения электрических сетей ЗАО «Квант» и ООО «Волжские коммунальные системы» к электрическим сетям ЗАО «Энергетика и связь строительства» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики) по ГОСТ Р 52323-2005 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 таблицах 2 - 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ИВК АИИС КУЭ ПАО «Самараэнерго» и ИВК АИИС КУЭ ЗАО «Энергетика и связь строительства».
ИВК АИИС КУЭ ПАО «Самараэнерго» включает в себя сервер сбора данных, устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1, каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и ПО «Пирамида 2000»
ИВК АИИС КУЭ ЗАО «Энергетика и связь строительства» включает в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325, сервер сбора данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника УССВ-35HVS, каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и ПО «Альфа ЦЕНТР».
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 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, входящих в состав ИК №№ 3; 5 - 14; 19 - 21 поступает в ИВК АИИС КУЭ ЗАО «Энергетика и связь строительства», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Из ИВК АИИС КУЭ ЗАО «Энергетика и связь строительства» информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии в формате XML по электронной почте поступает в ИВК АИИС КУЭ ПАО «Самараэнерго», где импортируется в базу данных.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков, входящих в состав ИК №№ 1; 2; 4; 15 - 18 поступает в ИВК АИИС КУЭ ПАО «Самараэнерго», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи 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 электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера сбора данных, установленного в ЦСОИ ПАО «Самараэнерго».
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее -СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСВ-1 и УССВ-35ИУБ, производящими синхронизацию времени в системе по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в их состав.
Сервер сбора данных, входящий в состав ИВК АИИС КУЭ ПАО «Самараэнерго», периодически (не реже чем 1 раз в 1 час) сравнивает свое системное время с УСВ-1, корректировка часов сервера сбора данных осуществляется независимо от наличия расхождений. Сличение показаний часов счетчиков и сервера сбора данных производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов осуществляется при расхождении часов счетчиков и сервера более ±1 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Устройство сбора и передачи данных RTU-325, входящее в состав ИВК АИИС КУЭ ЗАО «Энергетика и вязь строительства» периодически синхронизирует свое системное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УССВ-35HVS. Абсолютная погрешность хода внутренних часов УСПД составляет ±2 с при внешней синхронизации не реже 1 раза в час. Сервер сбора данных, входящий в состав ИВК АИИС КУЭ ЗАО «Энергетика и связь строительства» периодически сравнивает свое системное время с временем УСПД, корректировка часов сервера осуществляется при наличии расхождения ±1 с.
Сличение показаний часов счетчиков и сервера сбора данных производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков осуществляется при наличии расхождения более ±1 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность хода часов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, УСПД, сервера АИИС КУЭ отражаются в журналах событий. Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журнале событий сервера АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» и ПО «Альфа Центр», 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 программными средствами ПО.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Наименование ПО | Наименование файла | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО «Пирамида 2000» | CalcClients.dll | 3.0 | e55712d0b1b219065d63 da949114dae4 | MD5 |
| CalcLeakage.dll | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f | |||
| CalcLosses.dll | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac | |||
| Metrology.dll | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 | |||
| ParseBin.dll | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 | |||
| ParseIEC.dll | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f | |||
| ParseModbus.dll | c391 d64271 acf4055bb2a4d3fe 1 f8f48 | |||
| ParsePiramida.dll | ecf532935ca1a3fd3215049af1 fd979f | |||
| SynchroNSI.dll | 53 0d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 | |||
| VerifyTime.dll | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 | |||
| ПО «Альфа Центр» | ac_metrology.dll | 12.01 | 3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54 |
ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
ПО «Альфа Центр» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2012 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
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ
| о, ме о к | Наименование | Состав измерительного канала | Вид | ||
| точки измерений | ТТ | ТН | Счётчик | электроэнергии | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 7 |
| 1 | КТПН-2 6кВ, РУ-0,4кВ, ввод с.ш. 0,4кВ | ТТИ-А 100/5 Кл. т. 0,5 | - | Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная |
| 2 | КТПН-1 6кВ, РУ-0,4кВ, ввод с.ш. 0,4кВ | ТТИ-А 100/5 Кл. т. 0,5 | - | Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная |
| 3 | РП наружного освещения 0,4кВ, ВРУ-0,4кВ | Т-0,66 300/5 Кл. т. 0,5S | - | Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная |
| 4 | КТП-398 6кВ, РУ-0,4кВ, ввод с.ш.0,4кВ | Т-0,66 200/5 Кл. т. 0,5 | - | Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная |
| 5 | КТП-746 6кВ, РУ-0,4кВ, с.ш.0,4кВ, ф.3 | Т-0,66 50/5 Кл. т. 0,5S | - | СЕ 301 Кл. т. 0,5S | активная |
| 6 | ПС Комсомольская-2 35кВ, КРУН-6кВ, яч.5, ф.5 | ТПЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 | А1805 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная |
| 7 | ПС Комсомольская-2 35кВ, КРУН-6кВ, яч.7, ф.7 | ТПК-10 400/5 Кл. т. 0,5 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 | А1805 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная |
| 8 | ПС Нижний Шлюз 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6кВ, яч.4, ф.4 | ТПК-10 400/5 Кл. т. 0,5 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 | А1805 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 7 |
| 9 | ПС Нижний Шлюз 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6кВ, яч.9, ф.9 | ТПФМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 | А1805 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная |
| 10 | ПС Нижний Шлюз 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6кВ, яч.15, ф.14 | ТПК-10 600/5 Кл. т. 0,5 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 | А1805 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная |
| 11 | ПС Нижний Шлюз 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6кВ, яч.25, ф.15 | ТПК-10 400/5 Кл. т. 0,5 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 | А1805 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная |
| 12 | КТП-339 6кВ, РУ-0,4кВ, ввод с.ш. 0,4кВ | Т-0,66 300/5 Кл. т. 0,5 | - | Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная |
| 13 | КТПМ-7 6кВ, РУ-0,4кВ, ввод с.ш. 0,4кВ | Т-0,66 300/5 Кл. т. 0,5 | - | Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная |
| 14 | РЯ-1 6кВ, РУ-6кВ, ввод с.ш. 6кВ | ТЛК-10 100/5 Кл. т. 0,5 | НОМ-6-77 НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 | А1805 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная |
| 15 | КТП-450 6кВ, РУ-0,4кВ, ввод с.ш. 0,4кВ | Т-0,66 400/5 Кл. т. 0,5 | - | Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная |
| 16 | КТП-575 6кВ, РУ-0,4кВ, ввод с.ш. 0,4кВ | Т-0,66 200/5 Кл. т. 0,5 | - | Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная |
| 17 | РЯ-88 6кВ, РУ-6кВ, с.ш. 6кВ, ф. «РНС-4» | ТЛК-СТ-10 100/5 Кл. т. 0,5S | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 | Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная |
| 18 | РЯ-46 6кВ, РУ-6кВ, ввод с.ш. 6кВ | ТПЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5 | НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная |
| П | родолжение таблицы 2 | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 7 |
| 19 | РЯ-66 6кВ, РУ-6кВ, с.ш. 6кВ, ф. «КТП-223» | ТПЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 | Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная |
| 20 | КТП-277 6кВ, РУ-0,4кВ, с.ш. 0,4 кВ, ф.1 | Т-0,66 150/5 Кл. т. 0,5 | - | Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная |
| 21 | ВРУ-0,4кВ, КНС Химпоселок, КТП-410 6кВ, КЛ-0,4кВ | Т-0,66 100/5 Кл. т. 0,5 | - | Меркурий 230 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная |
| Метрологические характеристики ИК | |||||||
| Г раницы интервала | Границы интервала | ||||||
| относительной | относительной | ||||||
| основной | погрешности измерений в | ||||||
| погрешности | рабочих условиях | ||||||
| Номер ИК | Диапазон тока | измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 | эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), | ||||
| (±5), % | % | ||||||
| cos ф | cos ф | cos ф | cos ф | cos ф | cos ф | ||
| = 1 | = 0,8 | = 0,5 | = 1 | = 0,8 | = 0,5 | ||
| 1; 2; 4; 12; 13; 15; 16; 20; 21 (ТТ 0,5; Сч 0,5S) | 1н1<11<1,21н1 | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,5 | 1,9 | 2,4 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,0 | 1,5 | 2,7 | 1,6 | 2,2 | 3,1 | |
| 0,11н1<11<0,21н1 | 1,7 | 2,8 | 5,3 | 2,2 | 3,2 | 5,5 | |
| 0,051н1<11<0,11н1 | 1,7 | 2,9 | 5,4 | 2,2 | 3,3 | 5,6 | |
| 1н1<11<1,21н1 | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,5 | 1,9 | 2,4 | |
| 3; 5 | 0,21н1<11<1н1 | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,5 | 1,9 | 2,4 |
| 0,11н1<11<0,21н1 | 1,0 | 1,5 | 2,7 | 1,6 | 2,2 | 3,1 | |
| (ТТ 0,5S; Сч 0,5S) | 0,051н1<11<0,11н1 | 1,0 | 1,7 | 2,8 | 1,6 | 2,3 | 3,2 |
| 0,011н1<11<0,051н1 | 2,0 | 2,9 | 5,4 | 2,5 | 3,3 | 5,6 | |
| 6 - 11; 14; 19 | 1н1<11<1,21н1 | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,6 | 2,1 | 2,7 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,7 | 2,3 | 3,4 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 0,11н1<11<0,21н1 | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 2,3 | 3,3 | 5,6 |
| 0,051н1<11<0,11н1 | 1,8 | 3,0 | 5,5 | 2,3 | 3,4 | 5,7 | |
| 1н1<11<1,21н1 | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,6 | 2,1 | 2,7 | |
| 17 | 0,21н1<11<1н1 | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,6 | 2,1 | 2,7 |
| 0,11н1<11<0,21н1 | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,7 | 2,3 | 3,4 | |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 0,051н1<11<0,11н1 | 1,2 | 1,9 | 3,1 | 1,7 | 2,5 | 3,5 |
| 0,011н1<11<0,051н1 | 2,1 | 3,0 | 5,5 | 2,6 | 3,4 | 5,7 | |
| 18 | 1н1<11<1,21н1 | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,6 | 2,1 | 2,7 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,7 | 2,3 | 3,4 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 0,051н1<11<0,21н1 | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 2,3 | 3,3 | 5,6 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | |||
| Границы относит осно погрей измер соответс вероятнос (±5) | интервала ельной вной ности ений, твующие ти Р=0,95 >, % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % | |||
| cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1; 2; 4; 12; 13; 15; 16; 20; 21 (ТТ 0,5; Сч 1,0) | 1н1<11<1,21н1 | 1,8 | 1,3 | 3,7 | 3,5 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,4 | 1,6 | 4,0 | 3,6 | |
| 0,11н1<11<0,21н1 | 4,3 | 2,6 | 5,4 | 4,2 | |
| 0,051н1<11<0,11н1 | 4,5 | 2,9 | 5,5 | 4,3 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 3 (ТТ 0,5S; Сч 1,0) | 1н1<11<1,21н1 | 1,8 | 1,3 | 3,7 | 3,5 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,8 | 1,3 | 3,7 | 3,5 | |
| 0,11н1<11<0,21н1 | 2,4 | 1,6 | 4,0 | 3,6 | |
| 0,051н1<11<0,11н1 | 2,7 | 2,0 | 4,2 | 3,8 | |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 4,5 | 2,9 | 5,5 | 4,3 | |
| 6 - 11; 14 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 1н1<11<1,21н1 | 2,0 | 1,5 | 2,6 | 2,2 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,6 | 1,7 | 3,1 | 2,4 | |
| 0,11н1<11<0,21н1 | 4,6 | 2,7 | 4,9 | 3,3 | |
| 0,051н1<11<0,11н1 | 4,7 | 2,8 | 5,3 | 3,6 | |
| 17 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 1н1<11<1,21н1 | 2,1 | 1,5 | 3,9 | 3,6 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,1 | 1,5 | 3,9 | 3,6 | |
| 0,11н1<11<0,21н1 | 2,6 | 1,8 | 4,2 | 3,7 | |
| 0,051н1<11<0,11н1 | 2,9 | 2,1 | 4,3 | 3,9 | |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 4,6 | 3,0 | 5,6 | 4,4 | |
| 18 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 1н1<11<1,21н1 | 2,1 | 1,5 | 3,9 | 3,6 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,6 | 1,8 | 4,2 | 3,7 | |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 4,4 | 2,7 | 5,5 | 4,2 | |
| 19 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 1н1<11<1,21н1 | 2,1 | 1,5 | 3,9 | 3,6 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,6 | 1,8 | 4,2 | 3,7 | |
| 0,11н1<11<0,21н1 | 4,4 | 2,7 | 5,5 | 4,2 | |
| 0,051н1<11<0,11н1 | 4,6 | 3,0 | 5,6 | 4,4 |
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 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,5; 0,8; 1 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УСВ, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется техническим актом о вносимых изменениях в АИИС КУЭ в установленном владельцем АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 21 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cosj - температура окружающей среды, °С | от 99 до101 от 1 до 120 0,9 от +21 до +25 |
| 1 | 2 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - коэффициент мощности cosj | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +35 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, °С | от -40 до +55 |
| - температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от -10 до +60 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| - Меркурий 230 | 150000 |
| - СЕ 301 | 220000 |
| - Альфа А1800 | 120000 |
| - СЭТ-4ТМ.03М | 140000 |
| - время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УСПД: | |
| RTU-325 | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ: | |
| УСВ-1 | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УССВ-35HVS | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 44000 |
| - время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| - график средних мощностей за интервал 30 мин, суток | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 3,5 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД, 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 сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал УСПД (в составе ИВК):
- попыток несанкционированного доступа;
- связей с УСПД, приведших к каким-либо изменениям данных;
- перезапусков УСПД;
- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- результатов самодиагностики;
- отключения питания.
- журнал ИВК:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов ТТ и ТН;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные «Журналы событий» с уровня ИИК;
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера (серверных шкафов);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 1 сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Самараэнерго» в точках присоединения электрических сетей ЗАО «Квант» и ООО «Волжские коммунальные системы» к электрическим сетям ЗАО «Энергетика и связь строительства» 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 | Рег. № | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТТИ-А | 28139-07 | 6 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 52667-13 | 9 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 22656-07 | 15 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 29482-07 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТЛК-10 | 9143-06 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТЛК-СТ-10 | 58720-14 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТПК-10 | 22944-07 | 8 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10 | 1276-59 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТПФМ-10 | 814-53 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 831-53 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10 | 16687-02 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НОМ-6 | 159-49 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НОМ-6-77 | 17158-98 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 2611-70 | 4 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | А1800 | 31857-06 | 7 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | Меркурий 230 | 23345-07 | 12 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЕ 301 | 34048-08 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 1 |
| Устройства сбора и передачи данных | RTU-325 | 37288-08 | 1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-1 | 28716-05 | 1 |
| Устройства синхронизации системного времени | УССВ-35HVS | - | 1 |
| Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | - | 1 |
| Программное обеспечение | «Альф аЦЕНТР» | - | 1 |
| Методика поверки | - | - | 1 |
| Паспорт-формуляр | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 005-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Самараэнерго» в точках присоединения электрических сетей ЗАО «Квант» и ООО «Волжские коммунальные системы» к электрическим сетям ЗАО «Энергетика и связь строительства». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «МетроСервис» от 27 апреля 2017 г. Основные средства 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 Меркурий 230 - по документу «Методика поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованному с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.
- счетчиков СЕ 301 - по документу «Счетчики активной электрической энергии трехфазные СЕ 301. Методика поверки.» ИНЕС.411152.091 Д1, утвержденному ФГУП ВНИИМС в 2010 г.
- счетчиков Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки» МП-2203-0042-2006, утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.
- 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.;
- RTU-325- по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки» ДЯИМ.466.453.005МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
- УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000 МП», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» «15» декабря 2004 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Рег. № 46656-11);
- термогигрометр «Ива-6А-Д»: диапазон измерений температуры от минус 20 °С до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 % до 98 %, дискретность 0,1 %;
- миллитесламетр Ш1-15У: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 199,9 мТл. Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Самараэнерго» в точках присоединения электрических сетей ЗАО «Квант» и ООО «Волжские коммунальные системы» к электрическим сетям ЗАО «Энергетика и связь строительства» (АИИС КУЭ ПАО «Самараэнерго» в точках присоединения электрических сетей ЗАО «Квант» и ООО «Волжские коммунальные системы» к электрическим сетям ЗАО «Энергетика и связь строительства»), аттестованной АО ГК «Системы и технологии», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Самараэнерго» в точках присоединения электрических сетей ЗАО «Квант» и ООО «Волжские коммунальные системы» к электрическим сетям ЗАО «Энергетика и связь строительства»
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