Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Оборонэнергосбыт" (ФГ КЭУ "43 ЭТК" (в/ч 62681))
- ОАО "Оборонэнергосбыт", г.Москва
-
Скачать
62266-15: Описание типа СИСкачать146.0 Кб
- 23.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Оборонэнергосбыт" (ФГ КЭУ "43 ЭТК" (в/ч 62681))
| Основные | |
| Тип | |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» (ФГ КЭУ «43 ЭТК» (в/ч 62681)) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов, а так же передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (далее по тексту - ИИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Сч или Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;
В качестве устройств сбора данных и передачи на энергообъектах применены сетевые индустриальные контролеры типа СИКОН С70.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя: сервер сбора данных, сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персональных компьютеров (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
В качестве Сервера баз данных (далее Сервер БД) используется сервер SuperMicro SC826A, в качестве Сервера сбора данных (далее Сервер СД), используется сервер ProLiant DL180 G6. Устройством синхронизации времени на уровне ИВК выступает УСВ-2 (ГРСИ № 41681-10). Данное оборудование установлено в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) ОАО «Оборонэнергосбыт».
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для ИИК 1-10, 13, 14 цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов измерений. УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485). В свою очередь Сервер СД ИВК в автоматическом режиме ежедневно производит опрос ИВКЭ и собирает результаты измерения за прошедшие сутки.
Для ИИК 11, 12, 16 цифровой сигнал счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных и каналаобразующей аппаратуры в виде GSM-Коммуникатора С-1.02 (производства ННПО им М.В. Фрунзе) посредством технологии GPRS данные о результатах измерений поступают непосредственно в Сервер СД уровня ИВК, который для данных ИИК выполняет функции ИВКЭ.
Сервер СД осуществляет передачу информации на Сервер БД по протоколу «Пирамида» посредством межмашинного обмена через распределенную вычислительную сеть ОАО «Оборонэнергосбыт». На уровне ИВК (Серверами СД и БД) выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Один раз в сутки Сервер БД ИВК автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ (регламентируются Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и вередния реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности), и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС», а так же смежному субъекту оптового рынка электроэнергии и мощности.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая формируется на всех уровнях системы. Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени типа УСВ-2. Устройство синхронизации системного времени синхронизируют часы от по сигналам проверки времени, получаемых от GPS/ГЛОНАСС приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации выходного импульса 1 Гц к шкале координирования времени иТС составляют не более ± 0,01 с.
Серевер СД и Сервер БД уровня ИВК, периодически, но не реже 1 раза в час, сравнивает свое системное время с временем УСВ-2, в случае расхождения превышающие ± 1 с производит коррекцию в соответсвии с временем УСВ-2.
Время часов сетевых индустриальных контролеров СИКОН С70 уровня ИВКЭ синхронизируется со временем Сервера СД, сличение времени произходит при каждом сеансе связи ИВК-УСПД. Корректировка времени проводится при расхождении показаний часов ± 1 с, но не чаще одного раза в сутки, в свою очередь ИВКЭ ежеминутно сравнивает свое системное время с временем счетчиков подключенных к нему по интерфейсу связи RS-485 и в случае расхождении более ± 2 с производит корректировку, но не чаще одного раза в сутки.
Для ИИК 11,12,16 сравнение времени счетчиков производит непосредственно Сервер СД ИВК при ежедневном сеансе связи, корректировка времени проводится при расхождении показаний часов ± 2 с, но не чаще одного раза в сутки.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
На уровне ИВК АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» (номер ГРСИ №21906-11), в состав которого входят метрологически значимые библиотеки, указанные в таблицах 1 - 9. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».
На уровне ИВКЭ АИИС КУЭ используется ПО Сетевого индустриального контроллера СИКОН С70
Идендификационны данные программного обеспечения АИИС КУЭ приведёны в таблицах 1 - 10.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета»_
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль расчета небаланса энергии/мощности»_
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 3 ef7fb23 cf160f566021bf19264ca8d6 |
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах»_
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83 |
Таблица 5 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе»_
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
Таблица 6 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК»_
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
Таблица 7 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus»_
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
Таблица 8 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
Таблица 9 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени»_
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Таблица 10 - Идентификационные данные ПО УСПД СИКОН С70
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Метрологический модуль Metrology C70 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1,5 |
| Цифровой идентификатор ПО (CRC16) | 28370 |
ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ. Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 11.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 12.
Таблица 11 - Состав ИИК АИИС КУЭ
| № ИИК | Наименование ИИК | Состав 1-го и 2-го уровней ИИК | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | УСПД (ИВКЭ) | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС Северная 35/10 кВ, РУ-10 кВ, яч. 101, КЛ-10 кВ ф. №101 | ТПЛ-10-М кл.т 0,2S Ктт = 75/5 Зав. № 1026; 1025 Госреестр № 47958-11 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 5213 Госреестр № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0306081055 Госреестр № 27779-04 | СИКОН С70 №01866 Г осреестр №28822-05 |
| 2 | ПС Северная 35/10 кВ, РУ-10 кВ, яч. 102, КЛ-10 кВ ф. №102 | ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 75/5 Зав. № 42020; 42027 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3442 Госреестр № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0306081439 Госреестр № 27779-04 | СИКОН С70 №01866 Г осреестр №28822-05 |
| 3 | ПС Северная 35/10 кВ, РУ-10 кВ, яч. 103, КЛ-10 кВ ф. №103 | ТПЛ-10-М кл.т 0,2S Ктт = 75/5 Зав. № 1037; 1039 Госреестр № 47958-11 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3442 Госреестр № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0306081292 Госреестр № 27779-04 | СИКОН С70 №01866 Г осреестр №28822-05 |
| 4 | ПС Северная 35/10 кВ, РУ-10 кВ, яч. 104, КЛ-10 кВ ф. №104 | ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 75/5 Зав. № 44579; 43033 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 5213 Госреестр № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0306081443 Госреестр № 27779-04 | СИКОН С70 №01866 Г осреестр №28822-05 |
| 5 | ПС Отрадное 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 604, КЛ-6 кВ ф. 604 | ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 11928; 11643 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2037 Госреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0805126797 Госреестр № 36697-12 | СИКОН С70 №01867 Г осреестр №28822-05 |
| 6 | ПС Отрадное 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 606, КЛ-6 кВ ф. 606 | ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 33645; 40360 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № СП Госреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0805126810 Госреестр № 36697-12 | СИКОН С70 №01867 Г осреестр №28822-05 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7 | ПС Отрадное 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 610, КЛ-6 кВ ф. 610 | ТПЛ-10-М кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 10071; 10070 Госреестр № 22192-07 | НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № СП Госреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0805126774 Госреестр № 36697-12 | СИКОН С70 №01867 Г осреестр №28822-05 |
| 8 | ПС Отрадное 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 611, КЛ-6 кВ ф. 611 | ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 4512; 5814 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № СП Госреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0805126796 Госреестр № 36697-12 | СИКОН С70 №01867 Г осреестр №28822-05 |
| 9 | ПС Отрадное 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 612, КЛ-6 кВ ф. 612 | ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 5766; 1522 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2037 Госреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0805126817 Госреестр № 36697-12 | СИКОН С70 №01867 Г осреестр №28822-05 |
| 10 | ПС Отрадное 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 613, КЛ-6 кВ ф. 613 | ТПЛ-10М кл.т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 10072; 10237 Госреестр № 22192-07 | НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 2037 Госреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0805126726 Госреестр № 36697-12 | СИКОН С70 №01867 Г осреестр №28822-05 |
| 11 | ПС Южная 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 602, КЛ-6 кВ ф. 602 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 400/5 Зав. № 11509-12; 11785-12; 12458-12 Госреестр № 32139-11 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 5812 Госреестр № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0811114283 Госреестр № 36697-12 | - |
| 12 | ПС Южная 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 604, КЛ-6 кВ ф. 604 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 400/5 Зав. № 11554-12; 11634-12; 11555-12 Госреестр № 32139-11 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 4049 Госреестр №20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0811111952 Госреестр № 36697-12 | - |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 13 | ПС Западная 35/10 кВ, РУ-10 кВ, яч. 102, КЛ-10 кВ ф. 102 | ТВЛМ-10 кл.т 0,2S Ктт = 100/5 Зав. № 1237120000003; 1237120000005 Госреестр № 45040-10 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № ТУАТ Госреестр № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0306080688 Госреестр № 27779-04 | СИКОН С70 №02111 Госреестр №28822-05 |
| 14 | ПС Западная 35/10 кВ, РУ-10 кВ, яч. 105, КЛ-10 кВ ф. 105 | ТВЛМ-10 кл.т 0,2S Ктт = 100/5 Зав. № 1237120000006; 1237120000007 Госреестр № 45040-10 | НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 2778 Госреестр № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0306080695 Госреестр № 27779-04 | СИКОН С70 №02111 Госреестр №28822-05 |
| 15 | КТП-Стрельбище 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ | ТТИ кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № М17090; T21306; U6111 Госреестр № 28139-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0305072158 Госреестр № 27779-04 | - |
| Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешь-измерении активной электрической энерги условиях эксплуатации АИИС КУЭ ( | юсти ИИК при и в рабочих ;б), % | ||
| §5 %, | §20 %, | §100 %■, | |||
| 1-1(2)% £ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<1 20 % | I 2 0 % 1Л нч я з 2 Л 1 0 о ''ч ©х | I100 %£1изм£1120% | ||
| 1, 3, 13, 14 (Сч. 0,5S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | ±2,0 | ±1,5 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 | |
| 0,8 | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,7 | ±2,4 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,5 | ±2,9 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 2, 4 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,7 | |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 | |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,0 | |
| 0,5 | - | ±5,7 | ±3,3 | ±2,6 | |
| 5 - 10 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | - | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 | |
| 0,8 | - | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 | |
| 0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | |
| 11, 12 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±1,4 | ±1,0 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,8 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,7 | ±1,7 | ±1,3 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,5 | ±2,4 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 15 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5) | 1,0 | - | ±2,1 | ±1,5 | ±1,4 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,7 | ±1,5 | |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±1,9 | ±1,6 | |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,2 | ±1,8 | |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,0 | ±2,3 | |
| Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
| S^)0^ | §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I '-Л % 1Л нч и з 2 Л нч 2 о % ©х | I 2 0 % 1Л нч я з 2 Л 1 0 о ''ч ©х | I100 '^^изм^Ш^о | ||
| 1, 3, 13, 14 (Сч. 1,0; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | ±10,6 | ±3,9 | ±2,7 | ±2,5 |
| 0,8 | ±8,1 | ±3,2 | ±2,3 | ±2,2 | |
| 0,7 | ±7,1 | ±2,9 | ±2,2 | ±2,1 | |
| 0,5 | ±6,1 | ±2,7 | ±2,1 | ±2,0 | |
| 2, 4 (Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±7,2 | ±4,0 | ±3,1 |
| 0,8 | - | ±5,2 | ±3,1 | ±2,6 | |
| 0,7 | - | ±4,3 | ±2,7 | ±2,3 | |
| 0,5 | - | ±3,5 | ±2,3 | ±2,1 | |
| 5 - 10 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±6,5 | ±3,6 | ±2,7 |
| 0,8 | - | ±4,5 | ±2,5 | ±2,0 | |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,1 | ±1,7 | |
| 0,5 | - | ±2,8 | ±1,7 | ±1,4 | |
| 11, 12 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | ±5,7 | ±2,5 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,8 | ±4,4 | ±1,9 | ±1,5 | ±1,5 | |
| 0,7 | ±3,8 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,3 | |
| 0,5 | ±3,2 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 15 (Сч. 1,0; ТТ 0,5) | 0,9 | - | ±7,0 | ±3,7 | ±2,8 |
| 0,8 | - | ±5,1 | ±2,9 | ±2,3 | |
| 0,7 | - | ±4,3 | ±2,5 | ±2,2 | |
| 0,5 | - | ±3,5 | ±2,2 | ±2,0 | |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cosj<1,0 нормируется от I2%;
2 Характеристики относительной погрешности ИИК АИИС КУЭ даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 11. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИИК, перечисленных в таблице 11 -активная, реактивная.
Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98-Цном до 1,02-Цном;
- сила тока от 1ном до 1,2 1ном, cosj=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9Ином до 1,1-Цном,
- сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном;
- температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов.
- счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
- промышленные серверы SC826A и HP ProLiant DL180 G6 - средний срок службы
20 лет.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью протоколов IP/TCP и протоколов модемной связи с помощью технологии GSM.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована).
- УСПД (функция автоматизирована).
- серверах уровня ИВК
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток, при отключении питания - не менее 10 лет;
- ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 13.
Таблица 13 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 4 |
| 2 Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 12 |
| 3 Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 2 |
| 4 Трансформатор тока | ТПЛ-10М | 2 |
| 5 Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 6 |
| 6 Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 4 |
| 7 Трансформатор тока | ТТИ | 3 |
| 8 Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 4 |
| 9 Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| 10 Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 2 |
| 11 Счетчик электрической энергии | ПСЧ-4ТМ.05 | 7 |
| 12 Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М | 7 |
| 13 Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 3 |
| 14 Устройство синхранизации времени | УСВ-2 | 1 |
| 15 Сервер СД | ProLiant DL180 G6 | 1 |
| 16 Сервер БД | SuperMicro SC826A | 1 |
| 15 Методика поверки | РТ-МП-2565-500-2015 | 1 |
| 16 Паспорт - формуляр | 150614/550-2015 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2565-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» (ФГ КЭУ «43 ЭТК» (в/ч 62681)). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 28.09.2015 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- 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.;
- счетчиков ПСЧ.4ТМ.05 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ.4ТМ.05. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.126РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 ноября 2005 г.;
- ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- УСВ-2 - по документу ВЛСТ 237.00.000МП «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.;
- СИКОН С70 - по документу ВЛСТ 220.00.000МП «Контролеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утверждённому ФГУП ВНИИМС в 2005 г.;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» (ФГ КЭУ «43 ЭТК» (в/ч 62681)). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений 1510/550-01.00229-2015 от 06.10.2014 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» (ФГ КЭУ «43 ЭТК» (в/ч 62681))
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
3. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».