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

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 2071 п. 72 от 19.12.2014
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 Тихорецк (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Тихорецк») (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.№ 01549, Зав.№ 04141, Зав.№ 03899, Зав.№ 05531, Зав.№ 05363) (далее - контроллер СИКОН С70), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1(Зав.№ 594, Зав.№ 638, Зав.№ 595, Зав.№ 405, Зав.№ 642) 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 «Тихорецк» и ЦСОД ОАО «НЭСК».

ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Тихорецк» включает в себя сервер опроса ИВКЭ и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1044), 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 13 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 № 1-16, 19-26 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы контроллеров СИКОН С70: ИК № 1-2 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01549), для ИК № 3 на вход контроллера СИКОН С70 (Зав. № 04141), для ИК № 4-16 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 03899), для ИК № 19-24 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05531), для ИК № 25-26 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05363), 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 «Тихорецк», 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 «Тихорецк», 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, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC для УСВ-1 не более ±0,5 с. 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 «Тихорецк», 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 син-

Всего листов 13 хронизировано со временем УСВ-1, сличение ежеминутное, погрешность синхронизации не более ±0,1 с. Сравнение показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК № 17, 18, 27-37) 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 № 17, 18, 27-37) ±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 Тихорецк (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Тихорецк») 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

Идентиф икационные признаки

Значение

Идентиф икационное 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 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 уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го, 2-го и 3-го уровней ИК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Тихорецк» 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, %

По-грешнос ть в рабочих услови-

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ях(%>

ПС 35/6 кВ «ТЭЦ ТМЗ им. В.В. Воровского»

1

1

Яч. «Т-1»

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 6360 Зав. № 6365

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 7300

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0803103356

СИКОН С70 Зав. № 01549

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

2

2

Яч. «Т-2»

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 6364 Зав. № 6363

НТМИ-6

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 8412

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062199

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

ПС 35/6 кВ «РЗС»

3

3

Яч. «РС-7»

ТЛК10-5

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 06031 Зав. № 06062

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 438

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0810127399

СИКОН С70 Зав. № 04141

Активная

Реактивная

±1,1

±2,2

±3,4

±5,9

ПС 110/35/6 кВ «Мясокомбинат»

4

11

Яч. «МК-1»

ТПЛ-10с

Кл.т. 0,5 200/5

Зав. № 1924100000006

Зав. № 1924100000007

НАЛИ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 00401-13

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0803103625

СИКОН С70 Зав. № 03899

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

5

12

Яч. «МК-9»

ТПЛ-10с

Кл.т. 0,5 200/5

Зав. № 1924100000008

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 200/5

Зав. № 7454

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110063006

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

6

13

Яч. «МК-11»

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 50602 Зав. № 09808

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110061178

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

7

14

Яч. «МК-19»

ТВК-10

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 15645 Зав. № 22659

НАЛИ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 00401-13

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110061128

СИКОН С70 Зав. № 03899

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

8

15

Яч. «МК-4»

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 12294-11

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 41234

НАЛИ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 00398-13

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812123262

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

9

16

Яч. «МК-20»

ТВК-10

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 16086 Зав. № 0216

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812123263

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

10

37

Яч. «МК-5»

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 37156 Зав. № 19520

НАЛИ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 00401-13

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109068104

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

11

38

Яч. «МК-13»

ТВК-10

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 18497 Зав. № 0536

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109064235

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

12

39

Яч. «МК-18»

ТВК-10

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 0541 Зав. № 0539

НАЛИ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 00398-13

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109061050

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

13

43

Яч. «МК-3»

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 23757 Зав. № 23599

НАЛИ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 00401-13

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 010968173

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

14

44

Яч. «МК-7»

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 23814 Зав. № 23501

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0108064157

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

15

45

Яч. «МК-10»

ТПК-10

Кл.т. 0,2S 600/5 Зав. № 19241000000010

Зав. № 19241000000009

НАЛИ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 00398-13

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812123166

Активная

Реактивная

±1,0

±1,8

±2,5

±4,6

16

46

Яч. «МК-14»

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 16734 Зав. № 16937

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0811120401

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

КРУН-6 кВ «Ю7»-«МК-1»

17

18

Яч. «Ю7»-«МК-1»

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 75/5 Зав. № 2127 Зав. № 15387

НТМИ-6

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 0397

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109068203

HP DL 380 G4 Зав. № GB8640 P70H

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

РП 10 кВ «Рождественский»

18

19

Яч. «КР-3»

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 6696 Зав. № 7487

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1357

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0108071939

HP DL 380 G4 Зав. № GB8640 P70H

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

ПС 35/6 кВ «Южная»

19

23

Яч. «Ю-2»

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 28898 Зав. № 30030

НАМИТ-10

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1499

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0107076161

СИКОН С70 Зав. № 05531

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

20

24

Яч. «Ю-6»

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 63580 Зав. № 589

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110055034

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

21

25

Яч. «Ю-8»

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 7153 Зав. № 4191

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812123272

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

22

26

Яч. «Ю-5»

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 37436 Зав. № 7877

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100

Зав. № 3803

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0811120539

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

23

27

Яч. «Ю-9»

ТПЛ-10с Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 5729090000002 Зав. № 5729090000001

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0120070760

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

24

28

Яч. «Ю-11»

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 29920 Зав. № 37370

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0108072001

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

ЗТП-125 РУ-10 кВ

25

41

Яч. «Т-1»

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 32105 Зав. № 32088

ЗНОЛ.06

Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^3

Зав. № 9313

Зав. № 9155

Зав. № 9303

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0107075233

СИКОН С70 Зав. № 05363

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

26

42

Яч. «Т-2»

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 34920 Зав. № 32084

ЗНОЛ.06

Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^3

Зав. № 8690

Зав. № 7707

Зав. № 8733

СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109068210

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±5,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

27

4

РП-2 10 кВ «Черемушки» яч. 5 («ТХ-113»)

ТОЛ-СЭЩ-10-11

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 01503 Зав. № 61027

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 3703

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0802146192

HP DL 380 G4 Зав. № GB8640 P70H

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

28

5

КРУН-4 10 кВ Ввод 2 («ТХ-105»)

ТОЛ-10-1-2

Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 57697 Зав. № 58096

ЗНОЛП-10

Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 3009113 Зав. № 3008070 Зав. № 3008980

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812138348

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

29

6

КРУН-4 10 кВ Ввод 1 («ТХ-104»)

ТОЛ-10-1-2

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 53076 Зав. № 53195

ЗНОЛП-10

Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 4000669 Зав. № 4000654 Зав. № 4000606

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0802146348

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

30

7

РП-2 10 кВ «Черемушки» яч. 2 («ТХ-114»)

ТОЛ-СЭЩ-10-11

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 00973 Зав. № 01200

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2654

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812138359

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

31

8

КРУН-1 6кВ ( «ТХ-8»)

ТОЛ-10-1-2

Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 52701 Зав. № 52702

ЗНОЛП-6

Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 3006182 Зав. № 3006124 Зав. № 3006169

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812138369

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

32

9

КРУН-2 6кВ («ТХ-10»)

ТОЛ-10-1-2

Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 54028 Зав. № 53972

ЗНОЛП-6

Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 3006056 Зав. № 3006327 Зав. № 3006241

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0802146143

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

33

10

КРУН-3 6кВ («ТХ-17»)

ТОЛ-10-1-2

Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 51078 Зав. № 51794

ЗНОЛП-6

Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 4001703 Зав. № 4001731 Зав. № 4001699

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812138390

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,6

±6,0

34

29

ТП-3, 1 с.ш.

0,4 кВ («ТХ-103»)

ТШП-0,66

Кл.т. 0,5S 1000/5 Зав. № 4010816 Зав. № 4010815 Зав. № 4010812

_

СЭТ-4ТМ.03М.09 0,5S/1,0 Зав. № 0810135622

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,5

±5,9

35

30

РП 10 кВ КХП «Тихорецкий» яч.13 («ТХ-107»)

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 67238 Зав. № 67313

НТМК-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 939

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812138352

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

36

31

РП 10 кВ КХП «Тихорецкий» яч. 1 («ТХ-108»)

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 67376 Зав. № 67349

НТМК-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 934

СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0802146376

Активная

Реактивная

±1,3

±2,5

±3,5

±6,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

37

32

ТП-3, 2 с.ш.

0,4 кВ («ТХ-110»)

ТШП-0,66

Кл.т. 0,5S 1000/5 Зав. № 4012931 Зав. № 4012930 Зав. № 4012938

_

СЭТ-4ТМ.03М.09 0,5S/1,0 Зав. № 0810138899

HP DL 380 G4 Зав. № GB8640 P70H

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,5

±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 ^пф) 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 и УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником 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.

Лист № 10

Всего листов 13

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 te = 2 ч;

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр №36697-08) - среднее время наработки

на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр №36697-12)- 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;

- 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;

- 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 (функция автоматизирована);

- 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 Тихорецк (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Тихорецк») 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

1

2

3

4

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

1261-59

10

Трансформаторы тока

ТЛК10-5

9143-01

2

Трансформаторы тока

ТПЛ-10с

29390-05

5

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10

1276-59

26

Трансформаторы тока

ТВК-10

8913-82

8

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-06

5

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

1856-63

2

Трансформаторы тока

ТПК-10

22944-07

2

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-1-2

15128-07

10

Трансформаторы тока с номинальными первичными токами 1000А,1200А,1500А

ТШП-0,66

54852-13

6

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

1

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

831-53

2

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

11094-87

1

Трансформаторы напряжения

НАЛИ-СЭЩ-6

51621-12

2

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66

831-69

3

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10

16687-02

1

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95УХЛ2

20186-05

1

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ.06

3344-04

6

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП

23544-07

15

Трансформаторы напряжения

НТМК-10

355-49

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

19

Продолжение таблицы 3

1

2

3

4

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

17

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

28822-05

5

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

28716-05

7

Методика поверки

_

_

1

Формуляр

_

_

1

Руководство по эксплуатации

_

_

1

Поверка

осуществляется по документу МП 59438-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Тихорецк (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Тихорецк»). 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 отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

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

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр №36697-08) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр №36697-12) - 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.;

- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН

С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 году;

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

поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» «15» декабря 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 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 Тихорецк (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Тихорецк»), 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 Тихорецк (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Тихорецк»)

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