Технические и метрологические характеристики СИ - Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Сукремльский чугунолитейный завод" (Обозначение отсутствует)
измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000» и каналообразующую аппаратуру.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ).
АРМ субъекта ОРЭМ по сети Internet с использованием электронной подписи (ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ принимающим сигналы точного времени от навигационных космических аппаратов систем (ГНСС) ГЛОНАСС/GPS. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и времени сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД отражают время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «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 ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
CalcClients.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
E55712D0B1B219065D63DA9
49114DAE4 | |
|
CalcLeakage.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
B1959FF70BE1EB17C83F7B0
F6D4A132F | |
|
CalcLosses.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
D79874D10FC2B156A0FDC27
E1CA480AC |
MD5 |
|
Metrology.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
52E28D7B608799BB3CCEA41
B548D2C83 | |
|
ParseBin.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
6F557F885B737261328CD778
05BD1BA7 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
ParseIEC.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
48E73A9283D1E66494521F63
D00B0D9F | |
|
ParseModbus.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
C391D64271ACF4055BB2A4
D3FE1F8F48 | |
|
ParsePiramida.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
ECF532935CA1A3FD3215049
AF1FD979F |
MD5 |
|
SynchroNSI.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
530D9B0126F7CDC23ECD814
C4EB7CA09 | |
|
VerifyTime.dll |
не ниже 1.0.0.0 |
1EA5429B261FB0E2884F5B35
6A1D1E75 | |
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК |
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСВ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ПС 110 кВ Агрегатная,
РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, Яч.15, КЛ-6 кВ |
ТПЛ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 200/5
Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
активная
реактивная |
±1,1
±2,6 |
±3,1
±5,6 |
|
2 |
ПС 110 кВ Агрегатная,
РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, Яч.12, КЛ-6 кВ |
ТЛМ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 600/5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 |
УСВ-3 Рег.
№ 64242-16 |
активная
реактивная |
±1,1
±2,6 |
±3,1
±5,6 |
|
3 |
ПС 110 кВ Агрегатная,
РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, Яч.25, КЛ-6 кВ |
ТЛМ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 600/5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 |
активная
реактивная |
±1,1
±2,6 |
±3,1
±5,6 |
|
4 |
ПС 110 кВ Агрегатная,
РУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, Яч.32, КЛ-6 кВ |
ТПЛ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 300/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | |
активная
реактивная |
±1,1
±2,6 |
±3,1
±5,6 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
ЦРП-1 6 кВ, РУ-6 кВ,
1 с.ш. 6 кВ, Яч.11 |
ТПОЛ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 600/5
Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
УСВ-3 Рег.
№ 64242-16 |
активная
реактивная |
±1,1
±2,6 |
±3,1
±5,6 |
|
6 |
ЦРП-1 6 кВ, РУ-6 кВ,
2 с.ш. 6 кВ, Яч.5 |
ТЛМ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 600/5 Рег. № 2473-69 |
НТМК-6-48
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100 Рег. № 323-49 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 |
активная
реактивная |
±1,1
±2,6 |
±3,1
±5,6 |
|
7 |
РП-3 6 кВ, РУ-6 кВ,
1 с.ш. 6 кВ, Яч.4 |
ТОЛ 10
Кл. т. 0,5
Ктт 600/5 Рег. № 7069-79 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5
Ктн 6000:^3/100:^3
Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 |
активная
реактивная |
±1,1
±2,6 |
±3,1
±5,6 |
|
8 |
РП-3 6 кВ, РУ-6 кВ,
2 с.ш. 6 кВ, Яч.11 |
ТОЛ 10
Кл. т. 0,5
Ктт 600/5 Рег. № 7069-79 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5
Ктн 6000:^3/100:^3
Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 |
активная
реактивная |
±1,1
±2,6 |
±3,1
±5,6 |
|
9 |
ЦРП-1 6 кВ, РУ-6 кВ,
1 с.ш. 6 кВ, Яч.18, КЛ-6 кВ |
ТПЛМ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 200/5
Рег. № 2363-68
ТПЛ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 200/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 |
активная
реактивная |
±1,1
±2,6 |
±3,1
±5,6 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
10 |
ЦРП-1 6 кВ, РУ-6 кВ,
1 с.ш. 6 кВ, Яч.10, КЛ-6 кВ |
ТПЛМ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 150/5
Рег. № 2363-68 |
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
УСВ-3
Рег.
№ 64242-16 |
активная
реактивная |
±1,1
±2,6 |
±3,1
±5,6 |
|
11 |
ТП-7 6 кВ, РУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ИП Малахов В.И. |
ТШП-0,66
Кл. т. 0,5S
Ктт 200/5 Рег. № 64182-16 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная
реактивная |
±0,8
±2,2 |
±2,7
±5,1 |
|
12 |
ТП-7 6 кВ, ШУ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону
ООО КМУ ЦЭМ |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20
Кл. т. 1,0/2,0
Рег. № 50460-18 |
активная
реактивная |
±1,1
±2,2 |
±5,0
±11,1 |
|
13 |
ТП-1 6 кВ, ШУ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ПАО МТС |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 50460-18 |
активная
реактивная |
±1,1
±2,2 |
±5,0
±11,1 |
|
14 |
ТП-1 6 кВ, ШУ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону
ПАО Мегафон |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 50460-18 |
активная
реактивная |
±1,1
±2,2 |
±5,0
±11,1 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
15 |
РУ-0,4 кВ
Слесарной мастерской,
ШУ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ООО Торговый дом
Санто-Холдинг-Плюс |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 50460-18 | |
активная
реактивная |
±1,1
±2,2 |
±5,0
±11,1 |
|
16 |
РУ-0,4 кВ
Слесарной мастерской,
ШУ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ООО Калуга-Газ |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 50460-18 |
УСВ-3
Рег.
№ 64242-16 |
активная
реактивная |
±1,1
±2,2 |
±5,0
±11,1 |
|
17 |
ТП-5 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ИП Арефьев А.В. |
ТШП-0,66
Кл. т. 0,5S
Ктт 100/5 Рег. № 64182-16 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная
реактивная |
±0,8
±2,2 |
±2,7
±5,1 |
|
18 |
ТП-5 6 кВ, ШУ-1 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ИП Григорян А.Д. |
ТШП-0,66
Кл. т. 0,5S
Ктт 200/5 Рег. № 64182-16 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
активная
реактивная |
±0,8
±2,2 |
±2,7
±5,1 |
|
19 |
ТП-5 6 кВ, ШУ-2 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ИП Герасимов А.А. |
ТШП-0,66
Кл. т. 0,5S
Ктт 100/5 Рег. № 64182-16 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
активная
реактивная |
±0,8
±2,2 |
±2,7
±5,1 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
20 |
РУ-0,4 кВ Инженерного корпуса, ШУ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону Ул. Пролетарская |
ТШП-0,66
Кл. т. 0,5S
Ктт 150/5 Рег. № 64182-16 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 |
УСВ-3 Рег.
№ 64242-16 |
активная
реактивная |
±0,8
±2,2 |
±2,7
±5,1 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 |
|
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. Погрешность в рабочих условиях указана:
ИК №№ 11, 17-20 - для cos9 = 0,8инд, 1=0,02-1ном;
ИК №№ 1-10, 12-16 - для cos9 = 0,8инд, 1=0,05-1ном ;
и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1-20 от минус 40°C до плюс 60°C.
-
4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. -
5. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. -
6. Допускается замена УСВ-3 на аналогичное утвержденного типа. -
7. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
|
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
20 |
|
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, оС |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от Ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном: для ИК №№ 11, 17-20 |
от 2 до 120 |
|
для ИК №№ 1-10, 12-16 |
от 5 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
|
- частота, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС |
от -40 до +35 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС |
от -40 до +60 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения УСВ-3, оС |
от -25 до +60 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.08, (рег. № 36697-17) |
220000 |
|
для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.20 (рег. № 50460-18) |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСВ-3:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
45000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
113 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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 сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счётчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике;
-
- журнал сервера:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике и сервера;
-
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- счётчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера;
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
-
- счетчика;
-
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
Возможность сбора информации:
Цикличность:
