Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) Филиала "Рязаньэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" с Изменением № 1. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) Филиала "Рязаньэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" с Изменением № 1

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» с Изменением № 1 (далее - АИИС КУЭ) является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», регистрационный № 46378-11, и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, приведенных в таблице 2. АИИС КУЭ предназначена для измерения 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 комплексы (ИИК), включающие 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 электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С1 и СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида», устройства синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1, 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), кроме ИК № 7, состоят из трех уровней АИИС КУЭ. ИК № 7 состоит 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.

Для всех ИК, кроме ИК № 7, цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через интерфейс RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Для ИК № 1, 2 информация поступает на ИВК «ИКМ-Пирамида», расположенный в центре сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья».

Для ИК № 3-6, 8-11, 15,16 информация поступает на ИВК «ИКМ-Пирамида», расположенный в ЦСОИ Рязанских электрических сетей, и далее на ИВК «ИКМ-Пирамида», расположенный в ЦСОИ Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья».

Для ИК № 12-14 информация поступает на ИВК «ИКМ-Пирамида», расположенный в ЦСОИ Скопинских электрических сетей, и далее на ИВК «ИКМ-Пирамида», расположенный в ЦСОИ Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья».

Для ИК № 7 цифровой сигнал с выхода счетчика 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 ЦСОИ Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», 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, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности. Из ЦСОИ Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» данные по сети Internet передаются в ЦСОИ АИИС КУЭ ОАО «РЭСК» (номер в Госреестре средств измерений 54195-13).

Передача информации по группам точек поставки в ПАК ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и другие субъекты ОРЭ из ЦСОИ АИИС КУЭ ОАО «РЭСК» осуществляется по каналу связи с протоколом ТСР/1Р 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. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с учетом полученных данных по точкам измерений, входящих в АИИС КУЭ Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (номер в Г осреестре средств измерений 46378-11)

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени на основе УСВ-1, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приёмника, входящего в состав УСВ-1. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более 0,5 с.

ИВК «ИКМ-Пирамида», расположенные в ЦСОИ Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» и в ЦСОИ Скопинских электрических сетей, периодически (не реже чем 1 раз в 1 час) сравнивают своё системное время с УСВ-1, корректировка часов ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется вне зависимости от наличия расхождения. ИВК «ИКМ-Пирамида», расположенный в ЦСОИ Рязанских электрических сетей, сравнивает своё системное время с ИВК «ИКМ-Пирамида», расположенный в ЦСОИ Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья». Корректировка часов ИВК «ИКМ-Пирамида» ЦСОИ Рязанских электрических сетей осуществляется вне зависимости от наличия расхождения. Абсолютная погрешность измерений времени ИВК «ИКМ-Пирамида» составляет ±3 с/сутки.

Часы УСПД всех ИК, кроме ИК № 7, синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов происходит вне зависимости от наличия расхождения. Абсолютная погрешность измерений времени УСПД составляет ±1 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов осуществляется при наличии расхождения ±3 с, но не чаще 1 раза в сутки. Для ИК № 7 часы счетчика синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), коррекция часов счетчика осуществляется при наличии расхождения более 0 с, 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 счетчиков электроэнергии, УСПД и 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.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

а

о К К

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

8

Дягилевская ТЭЦ

1

ЛС-6 кВ № 1 с ПС Дягилево

ТПОФ

1500/5 Кл.т. 0,5 А № 111667 С № 111922

НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 № 2880

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0104073177

СИКОН С1 Зав. № 976

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 202

активная

реактивная

2

ЛС-6 кВ № 2 с ПС Дягилево

ТПОФ

1500/5 Кл.т. 0,5 А № 112743 С № 112916

НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл.т. 0,5 № 2887

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109060163

СИКОН С1 Зав. № 976

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 202

активная

реактивная

ПС «Есенино»

3

ВЛ-110 кВ Белоомут-Есенино

ТВГ-110 300/5 Кл.т. 0,2 А № 2388-11 В № 2389-11 С № 2390-11

НКФ-110-57 У1 110000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 А № 10090 В № 10135 С № 10091

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0107050057

СИКОН С1 Зав. № 870

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 187 ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 202

активная

реактивная

ПС «Лихачево»

4

ВЛ-110 кВ Ямская-Лихачево II

ТФЗМ 110Б 600/5 Кл.т. 0,5 А № 25852 В № 48773 С № 25866

НКФ-110-57 У1 110000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 А № 961398 В № 961386 С № 3010

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0111050032

СИКОН С1 Зав. № 1265

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 187 ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 202

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

ПС «Рязань»

5

ВЛ-110 кВ Ямская-Рязань

ТБМО-110 УХЛ1 600/5 Кл.т. 0,5S А № 152 В № 173 С № 172

НКФ-110

110000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 А № 52045 В № 52080 С № 60131

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109055149

СИКОН С1 Зав. № 1295

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 187 ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 202

активная

реактивная

ПС «Элеватор»

6

ВЛ-110 кВ Ямская-Дягилево

А, В: ТФНД-110М С: ТФЗМ-110Б-1У1 600/5 Кл.т. 0,5 А № 12373 В № 12552 С № 19977

НКФ-110-57 У1 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 А № 1111451 В № 1107679 С № 60114

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0107050032

СИКОН С70 Зав. № 05476

ИВК«ИКМ-Пирамида» Зав. № 187 ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 202

активная

реактивная

«КРН-1

7

Отпайка от Ф3 ПС Свобода

ТЛО-10 20/5 Кл.т. 0,2S А № 4088 В № 4089 С № 4087

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 № 1279

ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 02057703

-

ИВК«ИКМ-Пирамида» Зав. № 202

активная

реактивная

ПС «Дашки»

8

ВЛ-110 кВ Ямская-Рязань

ТРГ-110 II* 800/5 Кл.т. 0,2S А № 4737 В № 4738 С № 4739

НАМИ-110 УХЛ1 110000/V3:100/V3 Кл.т. 0,2 А № 5828 В № 5693 С № 5696

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0107050067

СИКОН С1 Зав. № 1154

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 187 ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 202

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ВЛ-110 кВ Ямская-Дягилево

ТРГ-110 II*

800/5 Кл.т. 0,2S А № 4748 В № 4747 С № 4746

НАМИ-110 УХЛ1 110000/V3:100/V3 Кл.т. 0,2 А № 5832 В № 5822 С № 5844

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0107050157

СИКОН С1 Зав. № 1154

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 187 ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 202

активная

реактивная

ПС «Дягилево»

10

ВЛ-110 кВ Дягилевская 3

ТВГ-УЭТМ®-110 600/5 Кл.т. 0,2S А № 1623-14 В № 1622-14 С № 1621-14

НКФ-110-57 У1

110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 А № 3289 В № 3237 С № 3150

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 02056645

СИКОН С1 Зав. № 1153

ИВК«ИКМ-Пирамида» Зав. № 187 ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 202

активная

реактивная

11

ВЛ-110 кВ Дягилевская 4

ТВГ-УЭТМ®-110 600/5 Кл.т. 0,2S А № 1898-14 В № 1896-14 С № 1897-14

НКФ-110-57 У1

110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 А № 942293 В № 384 С № 942383

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108068025

СИКОН С1 Зав. № 1153

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 187 ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 202

активная

реактивная

ПС «Скопин»

12

ВЛ-110 кВ Скопин-Заречная I

ТРГ-110 II* 1200/5 Кл.т. 0,2S А № 5513 В № 5512 С № 5511

ЗНГ-110

110000/V3:100/V3 Кл.т. 0,2 А № 224 В № 223 С № 222

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804113198

СИКОН С1 Зав. № 971

ИВК«ИКМ-Пирамида» Зав. № 195 ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 202

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

13

ВЛ-110 кВ Скопин-Заречная II

ТРГ-110 II*

1200/5 Кл.т. 0,2S А № 5517 В № 5518 С № 5519

ЗНГ-110

110000/V3:100/V3 Кл.т. 0,2 А № 436 В № 437 С № 438

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804113394

СИКОН С1 Зав. № 971

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 195 ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 202

активная

реактивная

14

ВЛ-110 кВ Скопин-Стекольная

ТРГ-110 II* 1200/5 Кл.т. 0,2S А № 5531 В № 5530 С № 5529

ЗНГ-110

110000/V3:100/V3 Кл.т. 0,2 А № 224 В № 223 С № 222

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804113247

СИКОН С1 Зав. № 971

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 195 ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 202

активная

реактивная

ПС «Цементная»

15

Фидер-6 кВ № 17

ТПОЛ 10 600/5 Кл.т. 0,5S А № 3070 С № 3079

НАМИ-10 6000/100 Кл.т. 0,2 № 820

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 02055223

СИКОН С1 Зав. № 813

ИВК«ИКМ-Пирамида» Зав. № 187 ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 202

активная

реактивная

16

Фидер-6 кВ № 22

ТПОЛ 10 800/5 Кл.т. 0,5S А № 3098 С № 3099

НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 № 4723

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 02055218

СИКОН С1 Зав. № 813

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 187 ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 202

активная

реактивная

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, %

Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, %

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; 4; 6

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S)

1н1<11<1,21н1

1,1

1,3

2,2

1,3

1,5

2,3

0,21н1<11<1н1

1,4

1,6

3,0

1,5

1,8

3,1

0,051н1<11<0,21н1

2,3

2,9

5,4

2,4

3,0

5,5

3

(ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,2S)

1н1<11<1,21н1

0,9

1,0

1,5

1,1

1,2

1,6

0,21н1<11<1н1

0,9

1,0

1,6

1,2

1,2

1,8

0,051н1<11<0,21н1

1,4

1,6

3,0

1,5

1,8

3,1

5; 16

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S)

1н1<11<1,21н1

1,1

1,3

2,2

1,3

1,5

2,3

0,21н1<11<1н1

1,1

1,3

2,2

1,3

1,5

2,3

0,051н1<11<0,21н1

1,4

1,6

3,0

1,5

1,8

3,1

0,021н1<11<0,051н1

2,4

2,9

5,5

2,5

3,0

5,5

7

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5S)

1н1<11<1,21н1

0,9

0,9

1,2

1,6

1,7

1,8

0,21н1<11<1н1

0,9

0,9

1,2

1,6

1,7

1,8

0,051н1<11<0,21н1

0,9

1,0

1,4

1,7

1,7

1,9

0,021н1<11<0,051н1

1,6

1,7

2,3

2,1

2,2

2,7

8; 9; 12-14

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S)

1н1<11<1,21н1

0,6

0,7

1,0

0,9

1,0

1,2

0,21н1<11<1н1

0,6

0,7

1,0

0,9

1,0

1,2

0,051н1<11<0,21н1

0,7

0,8

1,2

1,0

1,0

1,4

0,021н1<11<0,051н1

1,2

1,3

2,1

1,4

1,5

2,2

10; 11

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S)

1н1<11<1,21н1

0,9

1,0

1,5

1,1

1,2

1,6

0,21н1<11<1н1

0,9

1,0

1,5

1,1

1,2

1,6

0,051н1<11<0,21н1

0,9

1,0

1,6

1,2

1,2

1,8

0,021н1<11<0,051н1

1,3

1,5

2,4

1,5

1,6

2,5

15

(ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,2S)

1н1<11<1,21н1

0,9

1,1

1,9

1,1

1,3

2,1

0,21н1<11<1н1

0,9

1,1

1,9

1,1

1,3

2,1

0,051н1<11<0,21н1

1,2

1,5

2,8

1,4

1,7

2,8

0,021н1<11<0,051н1

2,3

2,9

5,4

2,4

2,9

5,4

Метрологические характеристики ИК

Номер ИК

Диапазон тока

Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, %

Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, со-

ответствующие вероятности Р=0,95, %

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; 2; 4; 6

2,6

1,9

1,2

2,7

2,0

1,5

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5)

0,2Iн1<I1<Iн1

3,5

2,5

1,5

3,6

2,6

1,7

0,05!н1<!1<0,2!н1

6,5

4,4

2,6

6,6

4,6

2,8

3

1,8

1,3

1,0

1,9

1,6

1,3

(ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,5)

0,2Iн1<I1<Iн1

2,0

1,5

1,1

2,2

1,7

1,4

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

2,8

2,1

1,5

3,2

2,5

1,9

5; 16

2,6

1,9

1,2

2,7

2,0

1,4

0,2Iн1<I1<Iн1

2,6

1,9

1,2

2,8

2,0

1,4

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5)

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

3,6

2,5

1,6

3,8

2,8

1,9

0,02Iн1<I1<0,05Iн1

6,6

4,6

2,7

6,9

5,0

3,2

7

1,6

1,4

1,3

2,1

2,0

1,9

0,2Iн1<I1<Iн1

1,7

1,4

1,3

2,2

2,0

1,9

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 1)

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

2,5

2,1

1,7

3,0

2,5

2,2

0,02Iн1<I1<0,05Iн1

4,3

3,5

2,6

5,0

3,8

3,0

8; 9

1,2

1,0

0,8

1,5

1,3

1,1

0,2Iн1<I1<Iн1

1,3

1,0

0,8

1,6

1,3

1,2

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5)

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

1,7

1,3

1,0

2,3

1,9

1,5

0,02Iн1<I1<0,05Iн1

2,9

2,3

1,6

3,6

3,2

2,4

10, 11

1,8

1,3

1,0

1,9

1,6

1,3

0,2Iн1<I1<Iн1

1,8

1,3

1,0

2,0

1,6

1,3

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5)

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

2,1

1,6

1,2

2,6

2,1

1,7

0,02Iн1<I1<0,05Iн1

3,2

2,4

1,7

3,9

3,3

2,4

12-14

1,3

1,0

0,9

2,0

1,8

1,7

0,2Iн1<I1<Iн1

1,3

1,0

0,9

2,0

1,8

1,7

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5)

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

1,5

1,2

1,0

2,2

1,9

1,7

0,02Iн1<I1<0,05Iн1

2,6

2,0

1,6

3,0

2,5

2,1

1

2

3

4

5

6

7

8

15

2,3

1,6

1,1

2,4

1,8

1,3

0,2Iн1<I1<Iн1

2,3

1,7

1,1

2,5

1,8

1,3

(ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,5)

0,05!н1<!1<0,2!н1

3,4

2,4

1,5

3,6

2,6

1,8

0,02Iн1<I1<0,05Iн1

6,5

4,5

2,7

6,8

4,8

3,0

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 (0,05 - 1,2) !н, частота (50±0,15) Гц; коэффициент мощности cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды:

-    ТТ и ТН от минус 40 °С до плюс 35 °С;

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

-    УСПД от плюс 15 °С до плюс 25 °С;

-    ИВК от плюс 15 °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 (0,05 - 1,2) I^; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 35 °C.

-    для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Цн2; диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) !н2; 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 15 °С до плюс 35 °С.

6    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, 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 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 = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    УСПД СИКОН С1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 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 коммутируемого канала.

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;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида»;

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

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида».

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (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;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии

по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации 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) Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» с Изменением № 1 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.

Трансформаторы тока

ТПОФ

518-50

4

Трансформаторы тока

ТВГ-110

22440-07

3

Трансформаторы тока

ТФЗМ 110Б

24811-03

3

Трансформаторы тока

ТБМО-110 УХЛ1

23256-05

3

Трансформаторы тока

ТФНД-110М

2793-71

2

Трансформаторы тока

ТФЗМ-110Б-1У1

2793-71

1

Трансформаторы тока

ТЛО-10

25433-06

3

Трансформаторы тока

ТРГ-110 II*

26813-06

15

Трансформаторы тока

ТВГ-УЭТМ®-110

52619-13

6

Трансформаторы тока

ТПОЛ 10

1261-02

4

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

20186-05

2

Трансформаторы напряжения

НКФ-110-57 У1

14205-94

15

Трансформаторы напряжения

НКФ-110

26452-06

3

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

11094-87

2

Трансформаторы напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

24218-08

6

Трансформаторы напряжения

ЗНГ-110

41794-09

6

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

831-53

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

12

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05

27779-04

1

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С1

15236-03

8

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

28822-05

1

У стройства синхронизации времени

УСВ-1

28716-05

2

Комплексы информационновычислительные

ИКМ-Пирамида

29484-05

3

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 46378-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» с Изменением № 1. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 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 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «10» сентября 2004 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»

04 декабря 2007 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.126 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» ноября 2005 г.;

-    СИКОН С1 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С1. Методика поверки. ВЛСТ 166.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;

-    СИКОН С70 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

-    УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ.221.00.000МП», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 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 счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 °С 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 (мощности) Филиала «Ря-заньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» с Изменением № 1 для оптового рынка электрической энергии (АИИС КУЭ Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» с

Изменением № 1), 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) Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» с Изменением № 1

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.

Развернуть полное описание