Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "РЭСК
- ООО "Энергопромсервис", г.Иваново
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:54195-13
- 25.08.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "РЭСК
Основные | |
Тип | |
Год регистрации | 2013 |
Дата протокола | Приказ 813 п. 11 от 12.07.2013 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Срок действия сертификата | .. |
Страна-производитель | Россия |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «РЭСК» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности в точках измерения ОАО «РЭСК», сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие функции:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии 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 результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;
- предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных 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), соподчинённой национальной шкале времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - информационно измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323 для активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленные на объектах, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных типа Сикон С1 (№ 15236-03 в Государственном реестре средств измерений), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, обеспечивающие информационное взаимодействие между уровнями системы.
На уровне ИВКЭ обеспечивается:
- автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;
- контроль достоверности результатов измерений;
Лист № 2
Всего листов 12
- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);
- разграничение прав доступа к информации.
3 -й - уровень информационно-вычислительный комплекс (ИВК) - состоит из центра сбора и обработки информации ЦСОИ филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Рязань-энерго» на основе специализированного программного обеспечения «Пирамида 2000» производства ЗАО ИТФ «Системы и технологии» (№ 21906-11 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УСВ-1 (№ 28716-05 в Государственном реестре средств измерений) и автоматизированное рабочее место персонала (АРМ).
4 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) - состоит из центра сбора и обработки информации - ЦСОИ ОАО «РЭСК» на основе специализированного программного обеспечения «Пирамида 2000» производства ЗАО ИТФ «Системы и технологии» (№ 21906-11 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя линии связи, сервер баз данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УСВ-1 (№ 28716-05 в Государственном реестре средств измерений) и автоматизированное рабочее место персонала (АРМ).
На уровне ИВК обеспечивается:
- автоматический регламентный сбор результатов измерений;
- автоматическое выполнение коррекции времени;
- сбор данных о состоянии средств измерений;
- контроль достоверности результатов измерений;
- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);
- возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;
- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;
- ведение нормативно-справочной информации;
- ведение «Журналов событий»;
- формирование отчетных документов;
- передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИА-СУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;
- безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2003;
- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;
- диагностику работы технических средств и ПО;
- разграничение прав доступа к информации;
- измерение интервалов времени и синхронизацию времени от СОЕВ.
Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной информации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.
АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:
- отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;
- показатели режимов электропотребления;
Лист № 3
Всего листов 12
- максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и суткам;
- допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.
Первичные фазные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые совместно с первичными напряжениями по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:
- активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД).
УСПД по запросу ИВК передает измерительную информацию по каналам связи сотового оператора GSM-стандарта на сервер БД, установленный в ЦСОИ ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Рязаньэнерго», где происходит обработка и хранение результатов измерений.
С сервера БД ЦСОИ филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Рязаньэнерго» информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии, «журналы событий» в XML-формате по электронной почте поступает на сервер сбора данных, установленный в ЦСОИ ОАО «РЭСК». На сервере БД происходит импорт полученной информации в базу данных и её дальнейшее хранение.
ЦСОИ ОАО «РЭСК» принимает также данные от смежных точек учета с периодичностью раз в сутки через Интернет в формате XML-файла с уровня ИВК от следующих АИИС КУЭ:
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Метро КЭШ энд КЕРРИ" - Рязань (Номер Государственного реестра 44222-10);
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МП "Водоканал города Рязани" (Номер Государственного реестра 41250-09);
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (по точкам поставки ООО "Антарес-групп") (Номер Государственного реестра 47343-11);
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" (Номер Государственного реестра 38424-12);
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (по точкам поставки ООО "Завод ТЕХНО" и ООО "Завод Лоджикруф")" (Номер Государственного реестра 50875-12);- АИИС КУЭ НРТЭЦ-02 (Номер Государственного реестра 46397-11);
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО "Рязанская теплоснабжающая компания" (Номер Государственного реестра 32427-06);
Лист № 4
Всего листов 12
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ЗАО "Рязанская нефтеперерабатывающая компания" - АИИС КУЭ РНПК (Номер Государственного реестра 47182-11);
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "РГРЭС" (Номер Государственного реестра 39968-08);
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ГТ-ТЭЦ Энерго" на ГТ ТЭЦ г. Касимов (Номер Государственного реестра 47912-11);
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Московской ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Рязанской области (Номер Государственного реестра 45854-10)
ИИК, ИВКЭ, ИВК и линии связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Метрологические характеристики и состав первого уровня ИК указан в таблице 2.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя устройства УСВ-1 с приемником сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), подключенных к серверу БД филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Рязаньэнерго» и серверу сбора данных ОАО «РЭСК». Часы УСВ-1 синхронизированы с приемником сигналов точного времени, сличение ежесекундное. УСВ-1 филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Рязаньэнерго» осуществляет коррекцию внутренних часов сервера БД ЦСОИ филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Рязаньэнерго». Коррекция показаний часов УСПД со временем сервера БД ЦСОИ филиала ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Рязаньэнерго» происходит один раз в 30 мин при расхождении со временем сервера более чем на ± 2 c. Коррекция показаний часов счетчика со временем УСПД происходит один раз в сутки при расхождении со временем УСПД более чем на ± 3 c.
Сервер сбора данных ОАО «РЭСК» периодически сравнивает свое системное время со временем УСВ-1, установленного в ЦСОИ ОАО «РЭСК». Сличение показаний часов сервера сбора данных с часами УСВ-1 осуществляется не реже, чем 1 раз в 60 минут.
Ход часов компонентов системы за сутки не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
б) защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) "Пирамида 2000", в состав которого входят модули, указанные в таблице 1.
ПО "Пирамида 2000" 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 "Пирамида 2000". Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Лист № 5
Всего листов 12
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 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.
Таблица 1 Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО
Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | CalcClients.dll | 3.0 | e55712d0b1b219065 d63da949114dae4 | MD5 |
Модуль расчета небаланса энергии/мощности | CalcLeakage.dll | 3.0 | b1959ff70be1eb17c8 3f7b0f6d4a132f | MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | CalcLosses.dll | 3.0 | d79874d10fc2b156a 0fdc27e1ca480ac | MD5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | Metrology.dll | 3.0 | 52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83 | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | ParseBin.dll | 3.0 | 6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7 | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | ParseIEC.dll | 3.0 | 48e73a9283d1e6649 4521f63d00b0d9f | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | ParseModbus.dll | 3.0 | c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48 | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | ParsePiramida.dll | 3.0 | ecf532935ca1a3fd32 15049af1fd979f | MD5 |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации | SynchroNSI.dll | 3.0 | 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 | MD5 |
Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | VerifyTime.dll | 3.0 | 1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75 | MD5 |
Технические характеристики
Состав первого уровня ИК и основные метрологические характеристики ИК АИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 Метрологические характеристики и состав ИК АИИС КУЭ
№ ИК | Наименование присоединения | Состав первого уровня ИК | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | |||
ТТ | ТН | Счетчик | Основная погрешность для нормальных условий, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 7 | 8 | 9 |
1 | ВЛ-110 кВ СоломиноВелико-дворье I | ТБМО-110 УХЛ1 100/1 к.т. 0,2S; № Госреестра 23256-05 | НКФ-110-83 У1 110000/^3/100/^3 к.т. 0,5; № Госреестра 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 27524-04 | активная реактивная | ± 0,8 ± 1,6 | ± 2,4 ± 3,7 |
2 | ВЛ-110 кВ СоломиноВелико-дворье II | ТБМО-110 УХЛ1 100/1 к.т. 0,2S; № Госреестра 23256-05 | НКФ-110-83 У1 110000/V3/100/V3 к.т. 0,5; № Госреестра 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 27524-04 | активная реактивная | ± 0,8 ± 1,6 | ± 2,4 ± 3,7 |
3 | ВЛ-110 кВ Кустарев-ка-Теплый Стан | ТБМО-110 УХЛ1 200/1 к.т. 0,2S; № Госреестра 23256-05 | НАМИ-110 УХЛ1 110000/V3/100/V3 к.т. 0,2; № Госреестра 24218-03 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 27524-04 | активная реактивная | ± 0,5 ± 1,3 | ± 2,1 ± 3,6 |
№ ИК | Наименование присоединения | Состав первого уровня ИК | Вид электроэнергии | Метроло] характер И | 'ические шстики К | ||
ТТ | ТН | Счетчик | Основная погрешность для нормальных условий, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 7 | 8 | 9 |
4 | СМВ-110 кВ | ТФЗМ-110Б-1У1 600/5 к.т. 0,5; № Госреестра 2793-88 | НКФ-110-57 110000/^3/100/^3 к.т. 0,5; № Госреестра 1188-58 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 27524-04 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,0 | ± 5,4 ± 5,4 |
5 | КРН-10 кВ отп. от Ф3 ПС Свобода | ТЛО-10 20/5 к.т. 0,2S; № Госреестра 25433-06 | НАМИ-10 10000/100 к.т. 0,2; № Госреестра 11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05 к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 27779-04 | активная реактивная | ± 0,8 ± 1,3 | ± 2,8 ± 4,1 |
6 | Ремонтная перемычка-110 кВ | ТФЗМ-110Б-1У1 600/5 к.т. 0,5; № Госреестра 2793-88 | НКФ-110-57 110000/^3/100/^3 к.т. 0,5; № Госреестра 1188-58 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 27524-04 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,0 | ± 5,4 ± 5,4 |
7 | Т2-110 кВ | ТФЗМ-110 УХЛ1 200/1 к.т. 0,2S; № Госреестра 23256-02 | НАМИ-110 УХЛ1 110000/V3/100/V3 к.т. 0,2; № Госреестра 24218-03 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 27524-04 | активная реактивная | ± 0,5 ± 1,3 | ± 2,1 ± 3,6 |
8 | ВЛ-110 кВ Белоомут-Есенино | ТВГ-110 300/5 к.т. 0,2; № Госреестра 22440-07 | НКФ-110-57 110000/^3/100/^3 к.т. 0,5; № Госреестра 1188-58 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 27524-04 | активная реактивная | ± 0,8 ± 1,6 | ± 2,4 ± 3,7 |
9 | ВЛ-35 кВ Клепики-Пышлицы | ТФЗМ-35 200/5 к.т. 0,5; № Госреестра 3689-73 | НОМ-35 35000/100 к.т. 0,5; № Госреестра 18749 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 27524-04 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,0 | ± 5,4 ± 5,4 |
10 | ВЛ-35 кВ Виленки-Серебрян-ные Пруды с отп. | ТОЛ-35 300/5 к.т. 0,5S; № Госреестра 21256-03 | НАМИ-35 35000/100 к.т. 0,5; № Госреестра 19813-00 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 27524-04 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,0 | ± 5,4 ± 5,4 |
Всего листов 12
№ ИК | Наименование присоединения | Состав первого уровня ИК | Вид электроэнергии | Метроло] характер И | 'ические шстики К | ||
ТТ | ТН | Счетчик | Основная погрешность для нормальных условий, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 7 | 8 | 9 |
11 | ВЛ-110 кВ Макеево-Житово | ТБМО-110 УХЛ1 200/1 к.т. 0,2S; № Госреестра 23256-02 | НКФ-110-83 110000/^3/100/^3 к.т. 0,5; № Госреестра 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 27524-04 | активная реактивная | ± 0,8 ± 1,3 | ± 2,4 ± 2,4 |
12 | Фидер 6 кВ №5 | ТВЛМ-10 100/5 к.т. 0,5; № Госреестра 1856-63 | НАМИ-10-У2 6000/100 к.т. 0,2; № Госреестра 11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05 к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 27779-04 | активная реактивная | ± 1,1 ± 1,8 | ± 5,6 ± 5,6 |
13 | Фидер 6кВ №10 | ТВЛМ-10 100/5 к.т. 0,5; № Госреестра 1856-63 | НАМИ-10-У2 6000/100 к.т. 0,2; № Госреестра 11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05 к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 27779-04 | активная реактивная | ± 1,1 ± 1,8 | ± 5,6 ± 5,6 |
14 | ВЛ-110 кВ Клепики-Мох | ТБМО-110 УХЛ1 200/1 к.т. 0,2S; № Госреестра 23256-02 | НАМИ-110 УХЛ1 110000/V3/100/V3 к.т. 0,2; № Госреестра 24218-03 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 27524-04 | активная реактивная | ± 0,5 ± 1,3 | ± 2,1 ± 3,6 |
15 | ВЛ-110 кВ Истодни-ки-Алпатьево | ТБМО-110 УХЛ1 200/1 к.т. 0,2S; № Госреестра 23256-02 | НКФ-110-83 110000/V3/100/V3 к.т. 0,5; № Госреестра 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 27524-04 | активная реактивная | ± 0,8 ± 1,6 | ± 2,4 ± 3,7 |
16 | ВЛ-110 кВ Рыбное-Алпатьево | ТБМО-110 УХЛ1 200/1 к.т. 0,2S; № Госреестра 23256-02 | НКФ-110-57 110000/^3/100/^3 к.т. 0,5; № Госреестра 1188-58 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 27524-04 | активная реактивная | ± 0,8 ± 1,6 | ± 2,4 ± 3,7 |
17 | ВЛ-10 кВ №1009 | ТВК-10 50/5 к.т. 0,5; № Госреестра 8913-82 | НАМИ-10 10000/100 к.т. 0,2; № Госреестра 11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05 к.т. 0,5S/1,0; № Госреестра 27779-04 | активная реактивная | ± 1,1 ± 1,8 | ± 5,6 ± 5,6 |
№ ИК | Наименование присоединения | Состав первого уровня ИК | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | |||
ТТ | ТН | Счетчик | Основная погрешность для нормальных условий, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 7 | 8 | 9 |
18 | ВЛ-110 кВ Невская-Первомайская | ТБМО-110 УХЛ1 200/1 к.т. 0,2S; № Госреестра 23256-02 | НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3/100/^3 к.т. 0,2; № Госреестра 24218-03 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 27524-04 | активная реактивная | ± 0,5 ± 1,3 | ± 2,1 ± 3,6 |
ВЛ-110 кВ | ТБМО-110 УХЛ1 200/1 к.т. 0,2S; № Госреестра 23256-02 | НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3/100/^3 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 27524-04 | активная | ± 0,5 ± 1,3 | ± 2,1 ± 3,6 | |
19 | Виленки- Гремячее | к.т. 0,2; № Госреестра 24218-03 | реактивная | ||||
20 | ВЛ-110 кВ Горлово-Зубово | ТБМО-110 УХЛ1 200/1 к.т. 0,2S; № Госреестра 23256-02 | НКФ-110-83У1 110000/V3/100/V3 к.т. 0,5; № Госреестра 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03 к.т. 0,2S/0,5; № Госреестра 27524-04 | активная реактивная | ± 0,8 ± 1,6 | ± 2,4 ± 3,7 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности.
2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия:
• параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, cosф = 0,8 инд.;
• температура окружающего воздуха (21 - 25) °С;
• относительная влажность воздуха от 30 до 80 %;
• атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.);
• частота питающей сети переменного тока от 49,8 до 50,2 Гц;
• индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия:
• параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном;
0,5 инд < cosф < 0,8 емк;
• температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус
40 до плюс 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 °С;
• относительная влажность воздуха до 9 при температуре окружающего воздуха
30 °С;
• атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.);
• частота питающей сети переменного тока от 49,6 до 50,4 Гц;
• индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Глубина хранения информации:
• счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;
• устройство сбора и передачи данных - хранение графика средних мощностей за
30мин. в течении 45 суток;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
6. Надежность применяемых в системе компонентов:
• счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее
140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
• устройство сбора и передачи данных - среднее время наработки на отказ не менее
70000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 2 часов.
• сервер - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов среднее время восстановления работоспособности 1 час.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на верхнюю часть титульного листа инструкции по эксплуатации и паспорта АИИС КУЭ принтером.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3. Таблица 3 Комплект поставки средства измерений
Наименование изделия | Кол-во шт. | Примечание |
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 | 16 | |
Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05 | 4 | |
Трансформатор тока ТБМО-110 УХЛ1 | 33 | |
Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-1У1 | 6 | |
Трансформатор тока ТЛО-10 | 3 | |
Трансформатор тока ТВГ-110 | 3 | |
Трансформатор тока ТФЗМ-35 | 2 | |
Трансформатор тока ТОЛ-35 | 3 | |
Трансформатор тока ТВЛМ-10 | 4 | |
Трансформатор тока ТВК-10 | 2 | |
Трансформатор напряжения НКФ-110-83 У1 | 15 | |
Трансформатор напряжения НАМИ-110 УХЛ1 | 15 | |
Трансформатор напряжения НКФ-110-57 | 12 | |
Трансформатор напряжения НАМИ-10 | 4 | |
Трансформатор напряжения НОМ-35 | 3 | |
Трансформатор напряжения НАМИ-35 | 1 |
УСПД Сикон С1 | 14 | |
Сервер БД | 2 | |
Устройство синхронизации времени УСВ-1 | 2 | |
GSM-Модем Simens MC35 | 4 | |
GSM-Модем 2N Telekomunikace EASY GATE 501000E | 1 | |
Специализированное программное обеспечение «Пирамида 2000» | 2 | |
Методика поверки ЭПС 1127РД-13.МП | 1 | |
Инструкция по эксплуатации ЭПС 1127РД-13.ИЭ | 1 | |
Паспорт ЭПС 1127РД-13.ПС | 1 |
Поверка
осуществляется по документу ЭПС 1127РД-13.МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «РЭСК» Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 17.04.2013 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145
РЭ1, счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05 - по методике поверки в приложении к ИЛГШ.411152.126 РЭ, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- для ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- для УСВ-1 - по документу «ВЛСТ 221.00.000МП», утверждённому ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;
- для Сикон С1 по документу ВЛСТ 166.00.000 И1, ВЛСТ 235.00.000 И1, согласованному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;
Радиосервер точного времени РСТВ-01, принимающий сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 40586-12).
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиосервером РСТВ-01.
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Метод измерений описан в методике измерений ЭПС 1127РД-13.МИ, утвержденной и аттестованной в установленном порядке.
Нормативные документы
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.
Лист № 12
Всего листов 12
ГОСТ Р 52322-2005 (МЭК 62053-21:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.