Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Владимирские коммунальные системы" (сечение ФСК). Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Владимирские коммунальные системы" (сечение ФСК)

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Владимирские коммунальные системы» (сечение ФСК) (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-информационные 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, ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005, 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 таблицах 2 - 4.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя ИВК «ИКМ-Пирамида», устройство синхронизации времени на базе ГЛОНАСС/ОРБ-приемника типа УСВ-2 (Зав. № 3083), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

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

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

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

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через интерфейс RS-485 поступает на входы контроллеров SDM-TC65, откуда по каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS/CSD передается в ИВК «ИКМ-Пирамида», расположенный в центре сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) ОАО «Владимирские коммунальные системы». В ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков и ИВК). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-2, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS -приёмника, входящего в состав УСВ-2. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более 0,35 с. Сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически (1 раз в 1 час) сравнивает своё системное время с УСВ-2, корректировка часов сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется независимо от наличия расхождения. Сличение показаний часов счетчиков и ИВК «ИКМ-Пирамида» производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов осуществляется независимо от наличия расхождений, но не чаще 1 раза в сутки. Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

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

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные

признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcCli-

ents.dll

CalcLeak-

age.dll

Cal-

cLosses.dl

l

Metrol-

ogy.dll

Parse-

Bin.dll

Par-

seIEC.dll

Parse-

Modbus.dl

l

ParsePi-

ramida.dll

SynchroN

SI.dll

VerifyTim

e.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b

1b219065

d63da9491

14dae4

b1959ff70

be1eb17c8

3f7b0f6d4

a132f

d79874d1

0fc2b156a

0fdc27e1c

a480ac

52e28d7b6

08799bb3c

cea41b548

d2c83

6f557f885

b7372613

28cd77805

bd1ba7

48e73a928

3d1e66494

521f63d00

b0d9f

c391d6427

1acf4055b

b2a4d3fe1

f8f48

ecf532935

ca1a3fd32

15049af1f

d979f

530d9b01

26f7cdc23

ecd814c4e

b7ca09

1ea5429b2

61fb0e288

4f5b356a1

d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

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

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

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

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

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

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

а

о К К

Наименование точки измерений

Состав измерительных каналов

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ПКУ-10кВ, оп.№1, ф. 10кВ Поселок ПС 750кВ Владимирская

ТОЛ-СЭЩ-10 600/5 Кл.т. 0,5S А № 35252-11 В № 35144-11 С № 35595-11

ЗНОЛПМ-10

10000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 А № 617 В № 630 С № 633

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0103071742

-

ИКМ-Пирамида Зав. № 459

активная

реактивная

2

ПКУ-10кВ, оп.№2, ф. 10кВ Юрьевец-1 ПС 750кВ Владимирская

ТОЛ-СЭЩ-10 400/5 Кл.т. 0,5S А № 36486-12 В № 36584-12 С № 37322-12

ЗНОЛПМ-10

10000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 А № 2001615 В № 2001647 С № 2001600

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0606121453

-

ИКМ-Пирамида Зав. № 459

активная

реактивная

3

ТП-522, РУ-10кВ, 1 СШ, яч. ф. 10кВ Колокша ПС 750кВ Владимирская

ТОЛ-10-I

600/5 Кл.т. 0,5S А № 58947 В № 59096 С № 58946

ЗНОЛП-10

10000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 А № 1008197 В № 1008200 С № 1008181

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104082240

-

ИКМ-Пирамида Зав. № 459

активная

реактивная

4

Опора №4 ВЛ-0,4кВ ф. 0,4кВ Жилые дома 8Б,14Б, газовая котельная ПС 750кВ Владимирская

ТШП-0,66 200/5 Кл.т. 0,5 А № 1089096 В № 1089331 С № 1089332

-

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0605111852

-

ИКМ-Пирамида Зав. № 459

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

5

ВРУ 0,4 кВ Жилого дома 1Б, яч. ф. 0,4 кВ Жилые дома 1Б, 2Б ПС 750кВ Владимирская

ТОП-0,66 100/5 Кл.т. 0,5 А № 1080635 В № 1080629 С № 1080983

-

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0611123737

-

ИКМ-Пирамида Зав. № 459

активная

реактивная

6

Опора №1 ВЛ-0,4кВ ф. 0,4кВ Котельная, столовая ПС 750кВ Владимирская

ТОП-0,66 100/5 Кл.т. 0,5 А № 1080663 В № 1080142 С № 1080967

-

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0605110419

-

ИКМ-Пирамида Зав. № 459

активная

реактивная

7

РП-30, РУ-10 кВ, 1 СШ, яч. ф. 10кВ Юрьевец-2 ПС 750кВ Владимирская

ТПОЛ-10

600/5 Кл.т. 0,5 А № 25736 C № 20007

ЗНОЛ.06-10 10000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 А № 3005369 В № 3005361 С № 3005239

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0611123733

-

ИКМ-Пирамида Зав. № 459

активная

реактивная

8

РП-9, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. ф. 6071 ПС Районная

ТЛК 600/5 Кл.т. 0,5 А № 0748 С № 9769

НАМИТ-10 6000/100 Кл.т. 0,5 № 0051

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0611123864

-

ИКМ-Пирамида Зав. № 459

активная

реактивная

9

РП-29, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. ф. 651 ПС Районная

ТПЛ-10-2

600/5 Кл.т. 0,5 А № 20156 С № 20157

ЗНОЛ.06-6 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 А № 1003729 В № 1003732 С № 1003733

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0623124799

-

ИКМ-Пирамида Зав. № 459

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

10

РП-9, РУ-6 кВ, 2 СШ, яч. ф. 654 ПС Районная

ТЛК 600/5 Кл.т. 0,5 А № 0705 С № 0949

НАМИТ-10 6000/100 Кл.т. 0,5 № 0005

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0622126202

-

ИКМ-Пирамида Зав. № 459

активная

реактивная

11

РП-29, РУ-6 кВ, 2 СШ, яч. ф. 671 ПС Районная

ТПЛ-10-2

600/5 Кл.т. 0,5 А № 20160 С № 20158

ЗНОЛ.06-6 6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 А № 1003737 В № 1003735 С № 1003731

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0623124762

-

ИКМ-Пирамида Зав. № 459

активная

реактивная

12

ТП-58, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. ф. 673 ПС Районная

ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл.т. 0,5S А № 10907-12 С № 11058-12

ЗНОЛП-6

6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 А № 2007522 В № 2007150 С № 2007307

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0622126244

-

ИКМ-Пирамида Зав. № 459

активная

реактивная

13

ТП-566, РУ-0,4 кВ, Ввод Т1, ф. 673 ПС Районная

Т-0,66 М У3 400/5 Кл.т. 0,5 А № 327508 B № 327514 С № 327513

-

ПСЧ-4ТМ.05.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0306085232

-

ИКМ-Пирамида Зав. № 459

активная

реактивная

14

ТП-586, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. ф. 694 ПС Районная

ТОЛ-СЭЩ-10

400/5 Кл.т. 0,5S А № 30648-12 С № 30964-12

ЗНОЛП-6

6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 А № 2007470 В № 2007690 С № 2007760

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0611123740

-

ИКМ-Пирамида Зав. № 459

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

15

ТП-509, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. ф. 695 ПС Районная

ТОЛ-СЭЩ-10 400/5 Кл.т. 0,5S А № 31227-12 С № 31064-12

ЗНОЛП-6

6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 А № 2003487 В № 2003548 С № 2003631

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0622126209

-

ИКМ-Пирамида Зав. № 459

активная

реактивная

16

ТП-2, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. ф. 696 ПС Районная

ТОЛ-СЭЩ-10

400/5 Кл.т. 0,5S А № 30899-12 С № 31206-12

ЗНОЛП-6

6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 А № 2007324 В № 2007408 С № 2007336

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0622126264

-

ИКМ-Пирамида Зав. № 459

активная

реактивная

17

РП-31, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. ф. 6024 ПС Районная

ТПЛ-НТЗ-10

600/5 Кл.т. 0,5 А № 10991 С № 10988

ЗНОЛП-НТЗ-6

6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 А № 06656 В № 06654 С № 06665

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0107080971

-

ИКМ-Пирамида Зав. № 459

активная

реактивная

18

РП-31, РУ-6 кВ, 2 СШ, яч. ф. 6058 ПС Районная

ТПЛ-НТЗ-10

600/5 Кл.т. 0,5 А № 11162 С № 10989

ЗНОЛП-НТЗ-6

6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 А № 10517 В № 10516 С № 09281

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0107081645

-

ИКМ-Пирамида Зав. № 459

активная

реактивная

19

РП-4, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. ф. 6056 ПС Районная

ТПОЛ-10

1000/5 Кл.т. 0,5 А № 18682 C № 19225

ЗНОЛП-6

6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 А № 2007383 В № 2007685 С № 2007628

ПСЧ-4ТМ.05М Зав. № 0623121582 Кл.т. 0,5 S/1,0

-

ИКМ-Пирамида Зав. № 459

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

20

ТП-78, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. ф. 618 ПС 220 кВ Стекловолокно

ТЛО-10

300/5 Кл.т. 0,5S А № 56706 B № 56459 С № 55653

ЗНОЛП-6

6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 А № 2006094 В № 2006220 С № 2006328

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0622126177

-

ИКМ-Пирамида Зав. № 459

активная

реактивная

21

ТП-142, РУ-6 кВ, 2 СШ, яч. ф. 636 ПС 220 кВ Стекловолокно

ТЛО-10

300/5 Кл.т. 0,5S А № 56557 B № 56657 С № 56375

ЗНОЛП-6

6000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 А № 2006071 В № 2006210 С № 2006072

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0622126265

-

ИКМ-Пирамида Зав. № 459

активная

реактивная

22

ЦРП пос. Гусевский, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. ф. 614 ПС 220 кВ Стекловолокно

ТВК-10 400/5 Кл.т. 0,5 А № 614-1 С № 614-2

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 № 3274

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0622126272

-

ИКМ-Пирамида Зав. № 459

активная

реактивная

23

ЦРП пос. Гусевский, РУ-6 кВ, 1 СШ, яч. ф. 638 ПС 220 кВ Стекловолокно

ТВК-10

300/5 Кл.т. 0,5 А № 307 С № 306

НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 № 3274

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0622126114

-

ИКМ-Пирамида Зав. № 459

активная

реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность, ( ± § ), %

Погрешность в рабочих условиях, ( ± § ), %

cos j = 0,9

cos j = 0,8

cos j = 0,5

cos j = 0,9

cos j = 0,8

cos j = 0,5

1 - 3; 12;

14 - 16; 20; 21

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S)

1,2

1,4

2,3

1,9

2,1

2,9

0,2Iн1<I1<Iн1

1,2

1,4

2,3

1,9

2,1

2,9

0,05!н1<!1<0,2!н1

1,5

1,7

3,0

2,1

2,3

3,5

0,02Iн1<I1<0,05Iн1

2,6

3,1

5,5

3,1

3,5

5,8

4 - 6; 13 (ТТ 0,5; Сч 0,5S)

1,0

1,1

1,9

1,8

1,9

2,6

0,2Iн1<I1<Iн1

1,3

1,5

2,8

1,9

2,2

3,3

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

2,3

2,8

5,3

2,7

3,2

5,6

7 - 11; 17 - 19; 22; 23

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S)

Iн1<I1<1,2Iн1

1,2

1,4

2,3

1,9

2,1

2,9

0,2Iн1<I1<Iн1

1,5

1,7

3,0

2,1

2,3

3,5

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

2,4

2,9

5,5

2,8

3,3

5,8

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Метрологические характеристики ИК

Номер ИК

Диапазон тока

Основная погрешность, ( ± § ), %

Погрешность в рабочих условиях, ( ± § ), %

cos j = 0,9

cos j = 0,8

cos j = 0,5

cos j = 0,9

cos j = 0,8

cos j = 0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

1; 3

Iн1<I1<1,2Iн1

2,8

2,1

1,6

3,3

2,8

2,4

0,2Iн1<I1<Iн1

2,9

2,2

1,6

3,6

2,9

2,4

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0)

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

4,1

3,0

2,1

5,4

4,2

3,3

0,02Iн1<I1<0,05Iн1

7,1

5,3

3,4

8,8

7,2

5,1

2; 12;

Iн1<I1<1,2Iн1

2,8

2,1

1,6

4,5

4,0

3,6

14 - 16; 20; 21

0,2Iн1<I1<Iн1

2,8

2,1

1,6

4,5

4,0

3,6

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

3,6

2,6

1,8

5,1

4,3

3,7

Сч 1,0)

0,02Iн1<I1<0,05Iн1

6,6

4,7

3,0

7,5

5,8

4,6

4 - 6;

Iн1<I1<1,2Iн1

2,4

1,8

1,4

4,3

3,9

3,5

(ТТ 0,5; Сч 1,0)

0,2Iн1<I1<Iн1

3,3

2,4

1,7

4,9

4,2

3,6

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

6,3

4,4

2,6

7,2

5,5

4,1

1

2

3

4

5

6

7

8

7 - 11; 19; 22; 23

1н1<11<1,21н1

2,8

2,1

1,6

4,5

4,0

3,6

0,21н1<11<1н1

3,6

2,6

1,8

5,1

4,3

3,7

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)

0,051н1<11<0,21н1

6,5

4,5

2,7

7,4

5,6

4,2

13

1н1<11<1,21н1

2,4

1,8

1,4

3,0

2,6

2,3

(ТТ 0,5; Сч 1,0)

0,21н1<11<1н1

3,4

2,5

1,7

3,9

3,1

2,5

0,051н1<11<0,21н1

6,6

4,6

2,8

7,2

5,2

3,6

17; 18

1н1<11<1,21н1

2,4

1,8

1,4

3,0

2,6

2,3

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)

0,21н1<11<1н1

3,4

2,5

1,7

4,0

3,1

2,5

0,051н1<11<0,21н1

6,6

4,6

2,8

7,5

5,4

3,8

Примечания:

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

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

3    Нормальные условия эксплуатации:

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

-    температура окружающей среды:

-    ТТ и ТН от минус 45 °С до плюс 40 °С;

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

-    ИВК от плюс 10 °С до плюс 25 °С;

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

4    Рабочие условия эксплуатации:

-    для ТТ и ТН:

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

-    температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °C.

-    для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Цн2; диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха: температура окружающего воздуха от минус 40 °C до плюс 60 °C;

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

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

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

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05.16 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М, ПСЧ-4ТМ.05М.12, ПСЧ-4ТМ.05М.16 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03.01 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

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

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

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

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

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида»;

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

-    электросчетчика;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида».

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована);

-    о состоянии средств измерений.

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - 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 «Владимирские коммунальные системы» (сечение ФСК) типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИ

ИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Г осреестра

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

32139-11

14

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-I

47959-11

3

Трансформаторы тока

ТШП-0,66

15173-06

3

Трансформаторы тока

ТОП-0,66

15174-06

6

Трансформаторы тока

ТЛК

9143-83

4

Трансформаторы тока

ТПЛ-10-2

30709-11

4

Трансформаторы тока

Т-0,66 М У3

36382-07

3

Трансформаторы тока

ТПЛ-НТЗ-10

51678-12

4

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

1261-59

2

Трансформаторы тока

ТЛО-10

25433-11

6

Трансформаторы тока

ТВК-10

8913-82

4

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

47958-11

2

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛПМ-10

46738-11

6

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-10

46738-11

3

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10

16687-97

2

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ.06-6

3344-08

6

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-6

46738-11

21

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-НТЗ-6

51676-12

6

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

1

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ.06-10

46738-11

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03.01

27524-04

4

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М

36355-07

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М.12

36355-07

14

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М.16

36355-07

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05.16

27779-04

1

У стройства синхронизации времени

УСВ-2

41681-10

1

Комплексы информационновычислительные

ИКМ-Пирамида

45270-10

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 60308-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Владимирские коммунальные системы» (сечение ФСК). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2015 г.

Перечень основных средств поверки:

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

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

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

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

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03.01 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М, ПСЧ-4ТМ.05М.12 и ПСЧ-4ТМ.05М.16 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20 ноября 2007 г.

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05.16 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.126РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.126РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 ноября 2005 г.

-    УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ.237.00.001 И1», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2010 г.;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденным ВНИИМС в 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 счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

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

Сведения о методах измерений

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

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Владимирские коммунальные системы» (сечение ФСК)

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