Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Крымск (АИИС КУЭ ОАО "НЭСК" дл. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

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

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1938 п. 32 от 05.12.2014
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 (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Крымск (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск») (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-информационный комплекс (ИИК), включающий 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.№ 05357, Зав.№ 01636, Зав.№ 05532, Зав.№ 05571) (далее - контроллер СИКОН С70), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав.№ 663, Зав.№ 631, Зав.№ 647) и УСВ-2 (Зав.№ 1262), 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 «Крымск» и ЦСОД ОАО «НЭСК».

ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск» включает в себя сервер опроса ИВКЭ и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1043), 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

Всего листов 11 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 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 № 3-7, 11 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы контроллеров СИКОН С70: ИК № 3 на вход контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05357), для ИК № 4 на вход контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01636), для ИК № 5-7 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05532), для ИК № 11 на вход контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05571), 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-коммуникаторы, далее по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск», 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 «Крымск», 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 и 80030 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 и УСВ-2, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника (или ГЛОНАСС/GPS для УСВ-2). Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC для УСВ-1 не более ±0,5 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам от встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS к шкале координированного времени UTC для УСВ-2 не более ±10 мкс. Сервер БД, установленный в ЦСОД ОАО «НЭСК», периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сервер опроса ИВКЭ, установленный в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск», периодически сравнивает свое системное время со временем в 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 и УСВ-2, сличение ежеминутное, погрешность синхронизации не более +0,1 с. Сравнение показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК №1, 2, 8-10, 12, 13) производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК № 1, 2, 8-10, 12, 13) ±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, контроллера СИКОН С70 и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Крымск (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск») используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК 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

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b21906

5d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности

CalcLeak-age.dll

3

b1959ff70be1eb17 c83f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac

MD5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb

3ccea41b548d2c83

MD5

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b737261

328cd77805bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseMod-bus.dll

3

c391d64271acf405

5bb2a4d3fe1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePira-mida.dll

3

ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации

SynchroNSI.dl l

3

530d9b0126f7cdc2

3 ecd814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e2

884f5b356a1d1e75

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.

Технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав 1-го, 2-го и 3-го уровня ИК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск» и их основные метрологические характеристики

Но мер ИК

Номер точки измерений на однолинейной схеме

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВКЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПС 220/110/35/6 кВ «Крымская»

1

1

Яч. «К-13»

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 32043-11 Зав. № 32087-11

ЗНОЛ-СЭЩ-6

Кл.т. 0,2 6000:^3/100:^3

Зав. № 01297-11

Зав. № 01296-11

Зав. № 01298-11

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0802145249

HP DL 380 G5 Зав. № CZC648 3FL0

Активная

Реактивная

±1,1

±2,2

±3,4

±5,9

2

2

Яч. «К-2»

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл.т. 0,5S 600/5 Зав. № 42852-13 Зав. № 06510-12

ЗНОЛПМ-6

Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 3001976 Зав. № 3001729 Зав. № 4000064

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812137777

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

ПС 110/10 кВ «Крымская птицефабрика»

3

3

Яч. «КП-2»

ТЛМ-10

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 4225 Зав. № 4224

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 8466

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062104

СИКОН С70 Зав. № 05357

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

ПС 110/6 кВ «Пролетарская»

4

4

Яч. «ПР-1»

ТЛМ-10

Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 2375 Зав. № 0686

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2161

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062054

СИКОН С70 Зав. № 01636

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

ПС 35/10 кВ «Нижне-Баканская»

5

5

Яч. «БК-1»

ТОЛ-10-1

Кл.т. 0,5S 100/5 Зав. № 41372 Зав. № 41371

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

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0804142011

СИКОН С70 Зав. № 05532

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

6

6

Яч. «БК-3»

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 90520 Зав. № 90531

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

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0804141737

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

7

7

Яч. «БК-5»

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 34962 Зав. № 2171

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № ТХКА

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0804142028

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ГКТП-501

8

8

ГКТП-501-К5 6/0,4кВ

Т-0,66

Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 04052624 Зав. № 04052625 Зав. № 04052626

_

СЭТ-4ТМ.03М.09 0,5S/1,0 Зав. № 0806140594

HP DL 380 G5 Зав. № CZC648 3FL0

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,4

±5,9

КТП-178

9

11

КТП-178 6/0,4кВ

Т-0,66

Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 05060503 Зав. № 05060504 Зав. № 05060505

_

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0111061231

HP DL 380 G5 Зав. № CZC648 3FL0

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,4

±5,7

КТП-179

10

12

КТП-179 6/0,4кВ

Т-0,66

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 04046700 Зав. № 04046701 Зав. № 04046702

_

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0111062066

HP DL 380 G5 Зав. № CZC648 3FL0

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,4

±5,7

ПС 35/6 кВ «Насосная 3-го подъема»

11

14

Яч. «КВ-10»

ТЛМ-10

Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 8148 Зав. № 1486

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2791

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062057

СИКОН С70 Зав. № 05571

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

ТП-701

12

15

ТП-701

6/0,4кВ

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 10242-11 Зав. № 10001-11

ЗНОЛ-СЭЩ-6

Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 03326-10 Зав. № 03325-10 Зав. № 03324-10

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0104082672

HP DL 380 G5 Зав. № CZC648 3FL0

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

ТП-11

13

19

ТП-11

6/0,4кВ

Т-0,66

Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 04052639 Зав. № 04052640 Зав. № 04052641

_

СЭТ-4ТМ.03М.09 0,5S/1,0 Зав. № 0806140519

HP DL 380 G5 Зав. № CZC648 3FL0

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,4

±5,9

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) Uh; ток (1,0 — 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.; ча

стота (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 cosф ^тф) 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 35 °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 cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;

- 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 cos9 = 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 и УСВ-2 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» 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 tв = 2 ч;

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 - среднее время наработки на

отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

- устройство синхронизации времени УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не

менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

- устройство синхронизации времени УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не

менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 113 060 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе

ребойного питания;

Лист № 8

Всего листов 11

- 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;

- 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 ме

нее 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 Крымск (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск») 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

КУЭ

Наименование

Тип

№ Г осреестра

Количество

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-11

6

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

2473-69

6

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-1

15128-07

2

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

1856-63

4

Трансформаторы тока

Т-0,66

29482-07

12

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-СЭЩ-6

35956-07

6

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛПМ

35505-07

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66

831-69

2

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

7

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

6

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

28822-05

4

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

28716-05

5

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

41681-10

1

Методика поверки

_

_

1

Формуляр

_

_

1

Руководство по эксплуатации

_

_

1

Поверка

осуществляется по документу МП 59284-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Крымск (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато

ры тока. Методика поверки»;

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс

форматоры 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 отключе

ния цепей. Методика выполнения измерений»;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124.124 РЭ, согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «10» сентября 2004 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.;

Лист № 10

Всего листов 11

- 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.;

-   УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-

2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 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 счетчи

ками 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 Крымск (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск»), 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 Крымск (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск»)

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.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание