Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах

2 - 4.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

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

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление активной и полной мощности за период. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через интерфейс RS-485 поступает на входы контроллеров СИКОН ТС65 или GSM-модемов IRZ, Siemens MC35, Cinterion и Teleofis, откуда по каналам связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS/CSD передается в сервер сбора данных АИИС КУЭ, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

В сервере сбора данных АИИС КУЭ, располагающемся в центре сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро», производится сбор, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера сбора данных АИИС КУЭ настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в АИИС КУ ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» Госреестр № 41350-09, принадлежащей ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро», и АИИС КУЭ МУП «Горэлектросеть» г. Невинномысск Госреестр № 58042-14; АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт» по объекту ЗАО «Сен-Гобен Кавминстекло» Госреестр № 45918-10, результаты измерений по которым получают в рамках соглашений об информационном обмене. Перечень точек измерений АИИС КУЭ смежных субъектов приведен в таблице 5.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков и ИВК). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-1, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приёмника, входящего в состав УСВ-1. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более 0,5 с. Сервер сбора данных АИИС КУЭ периодически (1 раз в 1 час) сравнивает своё системное время с УСВ-1, корректировка часов сервера осуществляется вне зависимости от наличия расхождения.

Часы счетчиков синхронизированы по времени с часами сервера сбора данных АИИС КУЭ, сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), коррекция часов счетчиков осуществляется при обнаружении расхождения с часами сервера больше ±2 с, но не чаще одного раза в сутки.

Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

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

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО_

Идентиф икационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcCli-

ents.dll

CalcLeak-

age.dll

Cal-

cLosses.dl

l

Metrol-

ogy.dll

Parse-

Bin.dll

Par-

seIEC.dll

Parse-

Modbus.dl

l

ParsePi-

ramida.dll

SynchroN

SI.dll

VerifyTim

e.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b

1b219065

d63da9491

14dae4

b1959ff70

be1eb17c8

3f7b0f6d4

a132f

d79874d1

0fc2b156a

0fdc27e1c

a480ac

52e28d7b6

08799bb3c

cea41b548

d2c83

6f557f885

b7372613

28cd77805

bd1ba7

48e73a928

3d1e66494

521f63d00

b0d9f

c391d6427

1acf4055b

b2a4d3fe1

f8f48

ecf532935

ca1a3fd32

15049af1f

d979f

530d9b01

26f7cdc23

ecd814c4e

b7ca09

1ea5429b2

61fb0e288

4f5b356a1

d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.

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

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 5.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Л

о S К

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

8

1

оп. № 20/2 ВЛ-10 кВ Ф-899 ПС «Дербетовская» 110/35/10 кВ

ТОЛ-10-I

50/5 Кл. т. 0,5 А № 4707 С № 4614

ЗНОЛП-ЭК-10

10000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 А № 25586 В № 25591 С № 25592

ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251090359407

-

Сервер сбора данных АИИС КУЭ

активная

реактивная

2

ПС «Дербетовская» 110/35/10 кВ, КРУН-10 кВ 2 СШ, Ф-894

ТЛМ-10 50/5 Кл. т. 0,5 А № 5362 С № 5352

НТМИ 10000/100 Кл. т. 0,5 № ЕРЕ

ЦЭ6850М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 007259069000027

-

Сервер сбора данных АИИС КУЭ

активная

реактивная

3

ПС «Радиозавод» 110/10 кВ, РУ-10 кВ 2 СШ, Ф-222

ТОЛ-СЭЩ-10 600/5 Кл. т. 0,5S А № 21537-11 В № 21526-11 С № 21532-11

НАЛИ-СЭЩ 10000/100 Кл. т. 0,5 № 00354-12

ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251068000354

-

Сервер сбора данных АИИС КУЭ

активная

реактивная

4

ТП-311, РУ-10 кВ 2 СШ, Ф-138

ТОЛ-СЭЩ-10

100/5 Кл. т. 0,5 А № 21363-09 С № 24373-09

НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 № 3328

ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0721570508112995

-

Сервер сбора данных АИИС КУЭ

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

5

оп. № 6/1 ВЛ-10 кВ Ф-467 ПС Новопавловская-1 35/10 кВ

ТОЛ-10-I

30/5 Кл. т. 0,5 А № 7105 С № 7106

ЗНОЛПМ-10

10000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 А № 3000216 В № 3000217 С № 3000222

ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 87861529

-

Сервер сбора данных АИИС КУЭ

активная

реактивная

6

ПС «Изобильная» 110/35/10 кВ, РУ-35 кВ 1 СШ, Л-370

ТФЗМ-35Б-1У1

100/5 Кл. т. 0,5 А № 30594 С № 30971

ЗНОМ-35-65 35000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 А № 1309651 В № 1304650 С № 1321867

ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251041000401

-

Сервер сбора данных АИИС КУЭ

активная

реактивная

7

ЗТП-1 10/0,4 кВ, Ввод 10 кВ Т-1, Ф-612

ТШП-0,66 600/5 Кл. т. 0,5 А № 12135992 В № 12136014 С № 12135993

-

ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251055002734

-

Сервер сбора данных АИИС КУЭ

активная

реактивная

8

ЗТП-1 10/0,4 кВ, Ввод 10 кВ Т-2, Ф-464

ТШП-0,66 600/5 Кл. т. 0,5 А № 12135960 В № 12135961 С № 12135962

-

ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251055002889

-

Сервер сбора данных АИИС КУЭ

активная

реактивная

9

БКТП-18/216 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ 1 СШ, Ввод Т-1

ТТЭ-100 1000/5 Кл. т. 0,5 А № 20654 В № 20651 С № 20658

-

ЦЭ6850М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 007221036000004

-

Сервер сбора данных АИИС КУЭ

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

10

БКТП-18/216 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ 2 СШ, Ввод Т-2

ТТЭ-100 1000/5 Кл. т. 0,5 А № 20649 В № 20646 С № 20655

-

ЦЭ6850М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 007221036000001

-

Сервер сбора данных АИИС КУЭ

активная

реактивная

11

ПС «Затеречная» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, Л-529

А: ТФЗМ-35Б-1У1 200/5 Кл. т. 0,5 № 34306 С: ТФМ-35-II 200/5 Кл. т. 0,5 № 3209

ЗНОМ-35-65 35000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 А № 1218948 В № 1174572 С № 1218483

ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251089395019

-

Сервер сбора данных АИИС КУЭ

активная

реактивная

12

РП-1 6 кВ, РУ-6 кВ 2 СШ, Ф-619

ТПЛ-10

300/5 Кл. т. 0,5 А № 16120 С № 4850

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 № 2033

ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251087000281

-

Сервер сбора данных АИИС КУЭ

активная

реактивная

13

оп. № 2 ВЛ-10 кВ Ф-107 ПС «Т-302» 110/35/27/10 кВ

ТПОЛ-10

300/5 Кл. т. 0,5 А № 3866 С № 3865

НОЛП-10

10000/100 Кл. т. 0,5 А № 3000095 С № 3000382

ЦЭ6850М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 85871462

-

Сервер сбора данных АИИС КУЭ

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

14

РП-215, РУ-10 кВ, Ф-215

А: ТОЛ-СЭЩ-10 200/5 Кл. т. 0,5 № 34146-12 С: ТОЛ-СЭЩ 200/5 Кл. т. 0,5 № 42672-12

ЗНОЛ-СЭЩ-10 10000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 А № 05821-12 В № 05822-12 С № 05823-12

ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 87861021

-

Сервер сбора данных АИИС КУЭ

активная

реактивная

15

РП-2 6 кВ, РУ-6 кВ, яч. Ф-608

ТПОЛ-10

100/5 Кл. т. 0,5 А № 5737 С № 13557

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 № 8862

ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251089395017

-

Сервер сбора данных АИИС КУЭ

активная

реактивная

16

ТП-7 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Ф-108, Ввод

Т-0,66 300/5 Кл. т. 0,5 А № 11137869 В № 11136111 С № 11136112

-

ЦЭ6850М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 007251089394848

-

Сервер сбора данных АИИС КУЭ

активная

реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Метрологические характеристики ИК

Границы интервала относительной основной по-

Границы интервала относительной погрешности

Номер ИК

Диапазон тока

грешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, %

измерений в рабочих условиях эксплуатации, со-

ответствующие вероятности Р=0,95, %

cos j =

cos j =

cos j =

cos j =

cos j =

cos j =

0,9

0,8

0,5

0,9

0,8

0,5

1; 4-6; 11; 12; 15

1н1<11<1,21н1

±1,0

±1,2

±2,2

±1,3

±1,5

±2,3

0,21н1<11<1н1

±1,3

±1,6

±2,9

±1,5

±1,8

±3,0

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

0,11н1<11<0,21н1

±2,3

±2,8

±5,4

±2,4

±2,9

±5,5

Сч 0,2S)

0,051н1<11<0,11н1

±2,3

±2,9

±5,4

±2,5

±3,0

±5,5

2; 13

1н1<11<1,21н1

±1,2

±1,4

±2,3

±2,1

±2,2

±2,9

0,21н1<11<1н1

±1,4

±1,7

±3,0

±2,3

±2,4

±3,5

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

0,11н1<11<0,21н1

±2,4

±2,9

±5,4

±2,9

±3,4

±5,7

Сч 0,5S)

0,051н1<11<0,11н1

±2,5

±3,0

±5,5

±3,1

±3,5

±5,8

3

1н1<11<1,21н1

±1,0

±1,2

±2,2

±1,3

±1,5

±2,3

0,21н1<11<1н1

±1,0

±1,2

±2,2

±1,3

±1,5

±2,3

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S)

0,11н1<11<0,21н1

±1,3

±1,6

±2,9

±1,5

±1,8

±3,0

0,051н1<11<0,11н1

±1,4

±1,7

±3,0

±1,6

±1,8

±3,1

0,021н1<11<0,051н1

±2,3

±2,9

±5,4

±2,5

±3,0

±5,5

7; 8; 16

1н1<11<1,21н1

±0,8

±1,0

±1,8

±1,1

±1,2

±1,9

0,21н1<11<1н1

±1,1

±1,4

±2,6

±1,4

±1,6

±2,8

(ТТ 0,5; Сч 0,2S)

0,11н1<11<0,21н1

±2,2

±2,7

±5,2

±2,3

±2,8

±5,3

0,051н1<11<0,11н1

±2,2

±2,8

±5,3

±2,4

±2,9

±5,3

9; 10

1н1<11<1,21н1

±1,0

±1,1

±1,9

±2,0

±2,1

±2,6

0,21н1<11<1н1

±1,3

±1,5

±2,7

±2,2

±2,3

±3,2

(ТТ 0,5; Сч. 0,5S)

0,11н1<11<0,21н1

±2,3

±2,8

±5,3

±2,9

±3,3

±5,6

0,051н1<11<0,11н1

±2,4

±2,9

±5,4

±3,0

±3,4

±5,6

14

1н1<11<1,21н1

±0,9

±1,1

±1,9

±1,2

±1,3

±2,1

0,21н1<11<1н1

±1,2

±1,5

±2,7

±1,4

±1,7

±2,8

(ТТ 0,5; ТН 0,2;

0,11н1<11<0,21н1

±2,2

±2,8

±5,3

±2,4

±2,9

±5,3

Сч 0,2S)

0,051н1<11<0,11н1

±2,3

±2,8

±5,3

±2,4

±2,9

±5,4

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Метрологические характеристики ИК

Границы интервала относительной основной по-

Границы интервала относительной погрешности

грешности измерений,

измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, %

Номер ИК

Диапазон тока

соответствующие вероятности Р=0,95, %

sin j =

sin j =

sin j =

sin j =

sin j =

sin j =

0,4

0,6

0,9

0,4

0,6

0,9

cos j =

cos j =

cos j =

cos j =

cos j =

cos j =

0,9

0,8

0,5

0,9

0,8

0,5

1; 4-6; 11; 12; 15

[^<^<1,21^

±2,6

±1,9

±1,2

±3,1

±2,6

±2,1

0,21н1<11<[н1

±3,5

±2,4

±1,5

±3,9

±3,0

±2,3

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

0,11н1<11<0,21н1

±6,4

±4,3

±2,5

±6,6

±4,7

±3,1

Сч 0,5)

0,051н1<11<0,11н1

±6,4

±4,4

±2,7

±6,7

±4,8

±3,2

2; 13

1н1<11<1,21н1

±2,7

±2,1

±1,5

±4,4

±4,0

±3,8

0,21н1<11<1н1

±3,6

±2,6

±1,8

±5,0

±4,3

±3,9

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

0,11н1<11<0,21н1

±6,4

±4,4

±2,7

±7,3

±5,6

±4,4

Сч 1,0)

0,051н1<11<0,11н1

±6,5

±4,6

±3,0

±7,4

±5,8

±4,5

3

1н1<11<1,21н1

±2,6

±1,9

±1,2

±3,1

±2,6

±2,1

0,21н1<11<1н1

±2,6

±1,9

±1,2

±3,1

±2,6

±2,1

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5)

0,11н1<11<0,21н1

±3,5

±2,4

±1,5

±3,9

±3,0

±2,3

0,051н1<11<0,11н1

±3,6

±2,6

±1,8

±4,0

±3,1

±2,5

0,021н1<11<0,051н1

±6,4

±4,4

±2,7

±6,7

±4,8

±3,2

7; 8; 16

1н1<11<1,21н1

±2,2

±1,5

±1,0

±2,8

±2,3

±2,0

0,21н1<11<1н1

±3,1

±2,2

±1,3

±3,6

±2,8

±2,2

(ТТ 0,5; Сч 0,5)

0,11н1<11<0,21н1

±6,2

±4,2

±2,4

±6,4

±4,6

±3,0

0,051н1<11<0,11н1

±6,3

±4,3

±2,6

±6,5

±4,7

±3,1

9; 10

1н1<11<1,21н1

±2,3

±1,8

±1,3

±4,2

±3,9

±3,7

0,21н1<11<1н1

±3,3

±2,4

±1,6

±4,8

±4,2

±3,8

(ТТ 0,5; Сч. 1,0)

0,11н1<11<0,21н1

±6,3

±4,3

±2,6

±7,1

±5,5

±4,3

0,051н1<11<0,11н1

±6,4

±4,5

±2,9

±7,2

±5,7

±4,5

14

1н1<11<1,21н1

±2,3

±1,6

±1,1

±2,9

±2,4

±2,1

0,21н1<11<1н1

±3,2

±2,3

±1,4

±3,7

±2,9

±2,2

(ТТ 0,5; ТН 0,2;

0,11н1<11<0,21н1

±6,2

±4,3

±2,5

±6,5

±4,6

±3,0

Сч 0,5)

0,051н1<11<0,11н1

±6,3

±4,3

±2,6

±6,5

±4,7

±3,1

Примечания:

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

2    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Цн; диапазон силы тока (0,02 - 1,2) 1н, частота (50±0,15) Гц; коэффициент мощности cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды:

-    ТТ и ТН от минус 40 °С до плюс 35 °С;

-    счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;

-    ИВК от плюс 15 °С до плюс 25 °С;

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

4    Рабочие условия эксплуатации:

-    для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) Цн1; диапазон силы первичного тока (0,01 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 35 °C.

-    для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Цн2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха: температура окружающего воздуха от минус 20 °C до плюс 55 °C;

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

5    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 35 °С.

6    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 5 - Перечень точек измерений АИИС КУЭ смежных субъектов, результаты измерений по которым получают в рамках соглашений об информационном обмене_

пп

№ ИК в АИИС КУЭ

Наименование объекта измерений

Наименование точки измерений

Наименование АИИС КУЭ

Номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

1

16

ТП 126

ТП 126, Ф-109, ПС «Кочубеевская»

АИИС КУЭ МУП «Г орэлектросеть» г. Невинномысск

58042-14

2

17

ТП 126

ТП 126, Ф-280, ПС «Почтовая»

3

1

РП-1 «Энергоблок»

РП-1 «Энергоблок», РУ-6 кВ, яч. 2.10, ф. 609 от ТПС-303

АИИС КУЭ ОАО «Ставропольэнергосбыт» по объекту ЗАО «Сен-Г обен Кавминстекло»

45918-10

4

2

РП-1 «Энергоблок»

РП-1 «Энергоблок», РУ-6 кВ, яч. 1.3, ф. 614 от ТПС-303

5

3

РП-1 «Энергоблок»

РП-1 «Энергоблок», РУ-6 кВ, яч. 2.8, ф. 621 от ПС Бутылочная

6

4

РП-1 «Энергоблок»

РП-1 «Энергоблок», РУ-6 кВ, яч. 1.5, ф. РП-2 от ПС Бутылочная

7

5

ТП-2

ТП-2, РУ-6 кВ, яч. 6, ф. 609 от ПС Бутылочная

8

6

ТП-1

ТП-1, РУ-6 кВ, яч. 2, ф. 609 от ПС Бутылочная

9

7

ТП-1А

ТП-1 А, РУ-6 кВ, яч. 1, ф. 603 от ТПС-303

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик ЦЭ6850М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 160 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 60 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и коммутируемого канала.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера сбора данных АИИС КУЭ;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, парамет-рировании:

-    электросчетчика;

-    сервера сбора данных АИИС КУЭ.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована);

-    о состоянии средств измерений.

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 128 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

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

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Г осреестра

Количество, шт.

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

2473-05

2

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-I

47959-11

4

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-06

5

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-11

1

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ

51623-12

1

Трансформаторы тока

ТПЛ-10

1276-59

2

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

1261-08

2

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

47958-11

2

Трансформаторы тока

ТТЭ

32501-08

6

Трансформаторы тока

ТШП-0,66

47512-11

6

Трансформаторы тока

Т-0,66

29482-07

3

Трансформаторы тока

ТФЗМ-35Б-1У1

3689-73

3

Трансформаторы тока

ТФМ-35-II

17552-98

1

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-СЭЩ-10

35956-12

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-ЭК-10

47583-11

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛПМ-10

46738-11

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-35-65

912-70

6

Трансформаторы напряжения

НАЛИ-СЭЩ

51621-12

1

Трансформаторы напряжения

НОЛП-10

49075-12

2

Трансформаторы напряжения

НТМИ

831-53

1

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

2

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66

831-69

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ЦЭ6850М

20176-06

16

У стройства синхронизации времени

УСВ-1

28716-05

1

Сервер

iLO 2 Default Network Settings

-

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

ЛТВС.411711.001

ФО

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 62188-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2015 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    счетчиков ЦЭ6850М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии ЦЭ6850. Методика поверки» ИНЕС.411152.034 Д1, утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 2002 г.

-    УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 % до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электрической энергии ГУП СК «Ставрополь-коммунэлектро» для оптового рынка электрической энергии (АИИС КУЭ ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро»)», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро»

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

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

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

Развернуть полное описание