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

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 1086 п. 90 от 10.09.2013
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 (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Темрюк (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Темрюк») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее -ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 и 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 таблице 2.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных на базе СИКОН С70 (Зав.№ 01498, Зав.№ 05399, Зав.№ 01480) (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав.№ 703, Зав.№ 643, Зав.№ 648) и 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 «Темрюк» и ЦСОД ОАО «НЭСК».

ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Темрюк» включает в себя сервер опроса ИВКЭ и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1038), 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, каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям

Всего листов 13 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 измерительных каналов (далее - ИК) №3 и №11-20 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД: для измерительных каналов (далее - ИК) № 3, 11 на входы УСПД СИКОН С70 (Зав. № 01498), для ИК № 12-16 на входы УСПД СИКОН С70 (Зав. № 05399), для ИК № 17-20 на входы УСПД СИКОН С70 (Зав. № 01480), 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 УСПД устройствам. Далее, по запросу ИВК, УСПД передают запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM.

Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Темрюк», 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 справочных и отчетных документов. Из сервера базы данных ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Темрюк», 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 ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответсвии 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 Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ) созданную на основе устройств синхронизации времени УСВ-1, подключенных к УСПД и серверам ИВК. В состав устройства синхронизации времени УСВ-1 входит приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Ход часов УСВ-1 не более ±0,5 с. Сервер опроса ИВКЭ, установленный в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Темрюк», 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 УСПД синхронизировано со временем УСВ-1, сличение ежеминутное, погрешность синхронизации не более ±0,1 с. Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД (или ИВК для ИК №1, 2, 4-10, 21-26) производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД (или ИВК для ИК №1, 2, 4-10, 21-26) ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Темрюк (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Темрюк») 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

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b21

9065d63da9491

14dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb 17c83f7b0f6d4a

132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b 156a0fdc27e1ca 480ac

MD5

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

Metrology.dll

3

52e28d7b60879 9bb3ccea41b54 8d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b737 261328cd77805 bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e 66494521f63d0 0b0d9f

MD5

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентиф икатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf 4055bb2a4d3fe

1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3 fd3215049af1fd 979f

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».

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.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики___________________________________________________________________

Номер точки изме

Рений

Номер точки измерений на од-ноли-ней-ной схеме

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические хар-ки ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВКЭ)

Основная погрешность, %

Погреш ность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПС 110/6 кВ "Курчанская"

1

13

ТП-КУ11-114п

ТОП-0,66

Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 07073646 Зав. № 07073645 Зав. № 07073647

_

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110060234

HP Proliant DL380 G4 Зав. № GB640P71 WV

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,2

2

14

ТП-КУ11-734п

ТОП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 8083458 Зав. № 8083454 Зав. № 8083449

_

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0101073145

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,2

3

15

ТП-КУ11-144п

ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 088238 Зав. № 088237 Зав. № 088236

_

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110066047

СИКОН С70 Зав. № 01498

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,2

ПС 110/35/10 кВ "Темрюк"

4

22

ТП-Т8-20п

ТЛМ-10

Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 0717 Зав. № 0618

НАМИТ-10-2

УХЛ2

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1535

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062082

HP Proliant DL380 G4 Зав. № GB640P71 WV

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,3

±5,3

5

23

ТП-Т8-781п

ТОП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 8030293 Зав. № 8030302 Зав. № 8030348

_

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110060215

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

6

20

ТП-Т8-691п

ТШП-0,66 У3

Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 8174239 Зав. № 8174252 Зав. № 8174874

_

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 03050916

HP Proliant DL380 G4 Зав. № GB640P 71WV

Активная

Реактивная

±1,1

±2,1

±3,3

±6,6

7

24

ТП-Т8-939п

ТПЛ-10-М-1 У2

Кл.т. 0,5S 50/5 Зав. № 4894 Зав. № 4893

НАМИТ-10-2

УХЛ2

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 0630

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110061134

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,4

±6,7

8

25

ТП-Т10-2п

(92)

ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 8185083 Зав. № 8185092 Зав. № 8185090

_

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 04050496

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,2

9

17

ТП-Т12-

862п

ТОП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 8083501 Зав. № 8083494 Зав. № 8083504

_

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110068159

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,2

10

18

ТП-Т12-

876п

ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 8165309 Зав. № 8165314 Зав. № 8165324

_

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110060222

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,2

11

19

ТП-Т12-143п

ТШП-0,66

Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 114240 Зав. № 114241 Зав. № 114242

_

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110068100

СИКОН С70 Зав. № 01498

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,2

12

1

Т-3

ТЛМ-10-2 У3

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 281 Зав. № 5089

НАМИ Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 1912

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0120070729

СИКОН С70 Зав. № 05399

Активная

Реактивная

±1,1

±2,5

±3,2

±5,3

13

3

Т-5

ТЛМ-10-2 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 5660 Зав. № 8253

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110065170

Активная

Реактивная

±1,1

±2,5

±3,2

±5,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

14

4

Т-7

ТЛМ-10-2 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 9333 Зав. № 5661

НАМИ Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 1912

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110065163

СИКОН С70 Зав. № 05399

Активная

Реактивная

±1,1

±2,5

±3,2

±5,3

15

7

Консервный завод

ТФЗМ-35М

Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 32584 ТФН-35М

Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 21694

ЗНОМ-35-65-У1

Кл.т. 0,5 35000:^3/100:^3 Зав. № 1121928 Зав. № 1192350 Зав. № 1186039

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0803103551

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,3

±5,7

16

5

ОСШ 10кВ

ТЛМ-10-1 У3

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 1908 Зав. № 2865

НАМИ-10-У2

Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 1743

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110061156

Активная

Реактивная

±1,1

±2,5

±3,2

±5,3

ПС 35/10 кВ "Рыбзавод"

17

8

РЗ-1

ТОЛ-10-1

Кл.т. 0,5 75/5 Зав. № 16549 Зав. № 16398

НАМИ-10

Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 3999

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110063155

СИКОН С70 Зав. № 01480

Активная

Реактивная

±1,1

±2,5

±3,2

±5,3

18

9

РЗ-3

ТОЛ-10-1

Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 619 Зав. № 616

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110063150

Активная

Реактивная

±1,1

±2,5

±3,2

±5,3

19

10

РЗ-5

ТПЛМ-10

Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 63479 Зав. № 86234

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110063013

Активная

Реактивная

±1,1

±2,5

±3,2

±5,3

20

11

РЗ-7

ТПЛМ-10

Кл.т. 0,5 75/5 Зав. № 13394 Зав. № 03944

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110063078

Активная

Реактивная

±1,1

±2,5

±3,2

±5,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

21

33

РЗ-309

ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 8185097 Зав. № 8185096 Зав. № 8185073

_

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110068150

HP Proliant DL380 G4 Зав. № GB640P 71WV

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,2

22

34

РЗ-310

ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 8185089 Зав. № 8185076 Зав. № 8185077

_

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110068044

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,2

ПС 110/35/10 кВ "Темрюк"

23

28

ТП-Т10-871 (94)

ТОП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 8003033 Зав. № 8003080 Зав. № 8003082

_

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0108073299

HP Proliant DL380 G4 Зав. № GB640P 71WV

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,2

24

29

ТП-Т10-10п (39)

ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 8154188 Зав. № 8179927 Зав. № 8179935

_

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0108073374

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,2

25

36

ТП-Т12-1п

(63)

ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 9025096 Зав. № 9024517 Зав. № 9025099

_

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0108073338

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,2

26

38

ТП-Т12-1п

(62)

ТШП-0,66 У3

Кл.т. 0,5S 600/5 Зав. № 8113899 Зав. № 8114973 Зав. № 8113897

_

СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110061055

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,2

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения 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 (0,95 ± 1,05) Uh; ток (1,0 ^ 1,2) 1н; cos9 = 0,9инд.;

- температура окружающей среды: (20±5) °С;

5. Рабочие условия эксплуатации:

- параметры сети для ИК: напряжение - (0,98 ^ 1,02) ином; ток - (1 ±- 1,2) 1ном; частота - (50±0,15) Гц; cosф=0,9инд;

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ^ 1,1) Uh1; диапазон силы первичного тока - (0,02 ^ 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosф(sinф) 0.5 ^ 1,0 (0,87 ^ 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- допускаемая температура окружающего воздуха для трансформаторов от минус 40 °С до + 50°С; для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °C до плюс 60 °C;

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

6. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 15°С до + 35°С;

7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии;

8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД и УСВ-1 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.

9. 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 = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСПД «СИКОН С70» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

- УСВ-1 - 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 и УСПД 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:

• параметрирования;

• пропадания напряжения;

• коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

• параметрирования;

• пропадания напряжения;

• коррекции времени в счетчике и УСПД;

• пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• электросчётчика;

• промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• испытательной коробки;

• УСПД;

• сервера;

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

• электросчетчика;

• УСПД;

• сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- 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;

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

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

Знак утверждения типа

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

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

№ Госреестра

Количество

Трансформаторы тока типа ТОП-0,66

15174-06

15

Трансформаторы тока типа ТШП-0,66

37610-08

6

Трансформаторы тока типа ТШП-0,66 У3

15173-06

24

Трансформаторы тока типа ТПЛ-10-М

22192-07

2

Трансформаторы тока типа ТЛМ-10

2473-69

10

Трансформаторы тока типа ТФЗМ-35М

3689-73

1

Трансформаторы тока типа ТФН-35М

3690-73

1

Трансформаторы тока типа ТОЛ-10-1

15128-03

4

Трансформаторы тока типа ТПЛМ-10

2363-68

4

Трансформатор напряжения типа НАМИТ-10-2

16687-07

2

Трансформатор напряжения типа НАМИ-10

11094-87

2

Трансформатор напряжения типа ЗНОМ-35-65-У1

912-70

3

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03

27524-04

25

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

1

Устройство сбора и передачи данных СИКОН С70

28822-05

3

Устройство синхронизации времени УСВ-1

28716-05

4

Методика поверки

_

1

Формуляр

_

1

Руководство по эксплуатации

_

1

Поверка

осуществляется по документу МП 54858-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Темрюк (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Темрюк»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июне 2013 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

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

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

• счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ;

• счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;

• устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 - по документу «Кон

троллеры сетевые индустриальные СИКОН 70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1»;

• УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика

поверки ВЛСТ 221.00.000МП»;

• 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.

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 Темрюк (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Темрюк»), аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-208 от 02.06.2008 г., 105122, Москва, Щёлковское шоссе, 9.

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.

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.

МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание