Номер по Госреестру СИ: 58057-14
58057-14 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Усть-Лабинск (АИИС КУЭ ОАО "НЭСК" для ГТП "Усть-Лабинск")
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Усть-Лабинск (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Усть-Лабинск») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Усть-Лабинск (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Усть-Лабинск») используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
3 |
e55712d0b1b219065 d63da949114dae4 |
MD5 |
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности |
CalcLeak-age.dll |
3 |
b1959ff70be1eb17c8 3f7b0f6d4a132f |
MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
3 |
d79874d10fc2b156a0 fdc27e1ca480ac |
MD5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
3 |
52e28d7b608799bb3c cea41b548d2c83 |
MD5 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
3 |
6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
3 |
48e73a9283d1e6649 4521f63d00b0d9f |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseMod-bus.dll |
3 |
c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePira-mida.dll |
3 |
ecf532935ca1a3fd32 15049af1fd979f |
MD5 |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации |
SynchroNSI.dl l |
3 |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
MD5 |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
3 |
1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75 |
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, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 5 Всего листов 13
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Усть-Лабинск (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Усть-Лабинск») типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Усть-Лабинск (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Усть-Лабинск»), аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Усть-Лабинск (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Усть-Лабинск»)
-
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.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 58057-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Усть-Лабинск (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Усть-Лабинск»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2014 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.03М - по документам «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки»
ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;
-
- счетчика СЭТ-4ТМ.03 - по документам «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ. Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «10» сентября 2004 г.;
-
- счетчика Меркурий 230 - по документам «Методика поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» мая 2007 г.;
-
- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 году;
-
- УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» «15» декабря 2004 г.;
-
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
-
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «ЭнергоПромСервис» (ЗАО «ЭнергоПромСервис»)
Юридический адрес: 620062, г. Екатеринбург, проспект Ленина, 101/2, офис 300. Почтовый адрес: 620137, г. Екатеринбург, а/я 99.
Тел.: (343) 220-78-20
Факс: (343) 220-78-22
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергостандарт» (ООО «Энергостандарт»)
Юридический адрес: 123056 г. Москва, ул. Большая Грузинская, д. 42 Тел.: 8(495) 640-96-09
E-mail: info@en-st.ru
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС») Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66
E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (Зав.№ 05887, Зав.№ 05886, Зав.№ 05889, Зав.№ 01292, Зав.№ 05891, Зав.№ 01705, Зав.№ 01477) (далее -контроллер СИКОН С70), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав.№ 608, Зав.№ 644, Зав.№ 697, Зав.№ 657, Зав.№ 705, Зав.№ 599, Зав.№ 528) и программное обеспечение (далее - ПО).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух
центров сбора и обработки информации - ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Усть-Лабинск» и ЦСОД ОАО «НЭСК».
ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Усть-Лабинск» включает в себя сервер опроса ИВКЭ и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 732), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
ЦСОД ОАО «НЭСК» включает в себя серверы для организации и обслуживания локальной вычислительной сети предприятия, в том числе сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1624), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами
в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на
Лист № 2 Всего листов 13 соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для измерительных каналов (далее - ИК) № 1-12, 17-29 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы контроллеров СИКОН С70: для измерительных каналов (далее - ИК) № 1-3 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05887), для ИК № 4-7 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05886), для ИК № 8-12 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05889), для ИК № 17-18 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01292), для ИК № 19-20 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05891), для ИК № 21-26 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01705), для ИК № 27-29 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01477), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к контроллерам СИКОН С70 устройствам. Далее, по запросу ИВК, контроллеры СИКОН С70 передают запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на преобразователь МОХА, после чего сигнал передаётся на GSM-коммуникаторы, далее по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Усть-Лабинск», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из сервера базы данных ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Усть-Лабинск», информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в Центр сбора и обработки данных ОАО «НЭСК» (ЦСОД ОАО «НЭСК»).
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, контроллеры СИКОН С70 и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC для УСВ-1 не более ±0,5 с. Сервер БД, установленный в ЦСОД ОАО «НЭСК», периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сервер опроса ИВКЭ, установленный в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Усть-Лабинск», периодически сравнивает свое системное время со време-
Лист № 3 Всего листов 13 нем в УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Время часов контроллеров СИКОН С70 синхронизировано со временем УСВ-1, сличение ежеминутное, погрешность синхронизации не более ±0,1 с. Сравнение показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК № 13-16, 30) производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК № 13-16, 30) ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Передача информации от ИВК до счетчиков электрической энергии реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, контроллера СИКОН С70 и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
№ Г осреестра |
Количество |
1 |
2 |
3 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
2473-69 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
25433-08 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-1 |
15128-96 |
2 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
3 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-1 |
15128-03 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10 |
7069-02 |
8 |
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
1276-59 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10-М |
22192-03 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10-М |
22192-07 |
8 |
Трансформаторы тока шинные |
ТШП-0,66 |
15173-06 |
9 |
Трансформаторы тока измерительные на напряжение 0,66 кВ |
ТТИ |
28139-04 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
2363-68 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТВК-10 |
8913-82 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
32139-06 |
18 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
16687-02 |
1 |
Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы |
НАЛИ-СЭЩ |
51621-12 |
1 |
Трансформаторы напряжения измерительные |
ЗНОЛ.06 |
3344-04 |
9 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
20186-05 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 |
831-69 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
831-53 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-08 |
15 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
14 |
Счетчики электрической энергии трехфазные статические |
Меркурий 230 |
23345-07 |
1 |
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
28822-05 |
7 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-1 |
28716-05 |
9 |
Методика поверки |
— |
— |
1 |
Формуляр |
— |
— |
1 |
Руководство по эксплуатации |
— |
— |
1 |
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (Зав.№ 05887, Зав.№ 05886, Зав.№ 05889, Зав.№ 01292, Зав.№ 05891, Зав.№ 01705, Зав.№ 01477) (далее -контроллер СИКОН С70), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав.№ 608, Зав.№ 644, Зав.№ 697, Зав.№ 657, Зав.№ 705, Зав.№ 599, Зав.№ 528) и программное обеспечение (далее - ПО).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух
центров сбора и обработки информации - ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Усть-Лабинск» и ЦСОД ОАО «НЭСК».
ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Усть-Лабинск» включает в себя сервер опроса ИВКЭ и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 732), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
ЦСОД ОАО «НЭСК» включает в себя серверы для организации и обслуживания локальной вычислительной сети предприятия, в том числе сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1624), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами
в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на
Лист № 2 Всего листов 13 соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для измерительных каналов (далее - ИК) № 1-12, 17-29 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы контроллеров СИКОН С70: для измерительных каналов (далее - ИК) № 1-3 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05887), для ИК № 4-7 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05886), для ИК № 8-12 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05889), для ИК № 17-18 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01292), для ИК № 19-20 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05891), для ИК № 21-26 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01705), для ИК № 27-29 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01477), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к контроллерам СИКОН С70 устройствам. Далее, по запросу ИВК, контроллеры СИКОН С70 передают запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на преобразователь МОХА, после чего сигнал передаётся на GSM-коммуникаторы, далее по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Усть-Лабинск», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из сервера базы данных ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Усть-Лабинск», информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в Центр сбора и обработки данных ОАО «НЭСК» (ЦСОД ОАО «НЭСК»).
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, контроллеры СИКОН С70 и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC для УСВ-1 не более ±0,5 с. Сервер БД, установленный в ЦСОД ОАО «НЭСК», периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сервер опроса ИВКЭ, установленный в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Усть-Лабинск», периодически сравнивает свое системное время со време-
Лист № 3 Всего листов 13 нем в УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Время часов контроллеров СИКОН С70 синхронизировано со временем УСВ-1, сличение ежеминутное, погрешность синхронизации не более ±0,1 с. Сравнение показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК № 13-16, 30) производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК № 13-16, 30) ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Передача информации от ИВК до счетчиков электрической энергии реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, контроллера СИКОН С70 и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Усть-Лабинск (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Усть-Лабинск») используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
3 |
e55712d0b1b219065 d63da949114dae4 |
MD5 |
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности |
CalcLeak-age.dll |
3 |
b1959ff70be1eb17c8 3f7b0f6d4a132f |
MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
3 |
d79874d10fc2b156a0 fdc27e1ca480ac |
MD5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
3 |
52e28d7b608799bb3c cea41b548d2c83 |
MD5 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
3 |
6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
3 |
48e73a9283d1e6649 4521f63d00b0d9f |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseMod-bus.dll |
3 |
c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePira-mida.dll |
3 |
ecf532935ca1a3fd32 15049af1fd979f |
MD5 |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации |
SynchroNSI.dl l |
3 |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
MD5 |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
3 |
1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75 |
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, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 5 Всего листов 13
Состав 1-го, 2-го и 3-го уровня измерительных каналов и их метрологические характе-
ристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го, 2-го и 3-го уровня ИК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Усть-Лабинск» и их основные метрологические характеристики
Но мер ИК |
Номер точки измерений на однолинейной схеме |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК (ИВКЭ) |
Основная по-грешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ПС 35/10 кВ «АГНКС» | |||||||||
ТЛМ-10-2У3 |
НАМИТ-10 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Яч. «АС-1», 1 с.ш. 10 кВ |
Кл.т. 0,5 |
УХЛ2 |
4ТМ.03М.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||
1 |
1 |
200/5 |
Кл.т. 0,5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 5037 |
10000/100 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,1 | ||||
Зав. № 5411 |
Зав. № 0071 |
0811120506 |
тивная | ||||||
ТЛМ-10-2У3 |
НАЛИ-СЭЩ- |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Яч. «АС-4», 2 с.ш. 10 кВ |
Кл.т. 0,5 |
10-3 У2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 01188 12 |
4ТМ.03М.01 |
СИКОН |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | ||
2 |
2 |
100/5 |
0,5S/1,0 |
С70 | |||||
Зав. № 2465 |
Зав. № |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,1 | ||||
Зав. № 2459 |
0109050235 |
05887 |
тивная | ||||||
ТЛО-10-3 У3 |
НАЛИ-СЭЩ- 10-3 У2 Кл.т. 0,5 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
3 |
3 |
Яч. «АС-8», |
Кл.т. 0,5 300/5 |
4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | ||
2 с.ш. 10 кВ |
10000/100 |
Реак- |
±2,5 |
±6,1 | |||||
Зав. № 6491 |
Зав. № 01188 12 |
Зав. № | |||||||
Зав. № 6492 |
0803103619 |
тивная | |||||||
ПС 35/10 кВ «Усть-Лабинская II» | |||||||||
ЗНОЛ.06-10У3 | |||||||||
ТОЛ-10-У2.1 |
Кл.т. 0,5 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Яч. «УВ -1», |
Кл.т. 0,5 |
10000:^3/100:^ |
4ТМ.03М.09 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||
4 |
4 |
200/5 |
3 |
0,5S/1,0 | |||||
1 с.ш. 10 кВ |
Зав. № 123 |
Зав. № 6741 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,1 | |||
Зав. № 188 |
Зав. № 8813 Зав. № 8743 |
0111050103 |
тивная | ||||||
ЗНОЛ.06-10У3 | |||||||||
ТОЛ-10-1У2 |
Кл.т. 0,5 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Яч. «УВ -3», 1 с.ш. 10 кВ |
Кл.т. 0,5 |
10000:^3/100:^ |
4ТМ.03М.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||
5 |
5 |
200/5 |
3 |
0,5S/1,0 |
СИКОН | ||||
Зав. № 5570 |
Зав. № 6741 |
Зав. № |
С70 |
Реак- |
±2,5 |
±6,1 | |||
Зав. № 5519 |
Зав. № 8813 |
0110055135 |
Зав. № |
тивная | |||||
Зав. № 8743 |
05886 | ||||||||
ТПЛ-10-МУ2 |
НАМИ-10-95 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Яч. «УВ -4», |
Кл.т. 0,5 |
УХЛ2 |
4ТМ.03М.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||
6 |
6 |
200/5 |
Кл.т. 0,5 |
0,5S/1,0 | |||||
2 с.ш. 10 кВ |
Зав. № 1465 |
10000/100 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,1 | |||
Зав. № 1466 |
Зав. № 3338 |
0111050062 |
тивная | ||||||
ТПЛ-10-М1-У2 |
НАМИ-10-95 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Яч. «УВ -6», |
Кл.т. 0,5S |
УХЛ2 |
4ТМ.03М.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,7 | |||
7 |
7 |
100/5 |
Кл.т. 0,5 |
0,5S/1,0 | |||||
2 с.ш. 10 кВ |
Зав. № 11314 |
10000/100 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,2 | |||
Зав. № 11313 |
Зав. № 3338 |
0104082351 |
тивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ПС 35/10 кВ «Сельхозтехника» | |||||||||
ТПЛ-10-М-1У2 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1979 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Яч. «СТ-3», 1 с.ш. 10 кВ |
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03М.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | ||||
8 |
8 |
200/5 Зав. № 11374 |
0,5S/1,0 Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,1 | |||
Зав. № 11375 |
0110053052 |
тивная | |||||||
ТПЛ-10-М1-У2 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1979 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Яч. «СТ-5», 1 с.ш. 10 кВ |
Кл.т. 0,5S |
4ТМ.03М.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,7 | ||||
9 |
9 |
50/5 Зав. № 11286 |
0,5S/1,0 Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,2 | |||
Зав. № 11198 |
0110055063 |
тивная | |||||||
10 |
10 |
Яч. «СТ-7», |
ТПЛ-10-У2 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 5711 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № |
СИКОН С70 |
Ак тивная |
±1,3 |
±3,6 |
1 с.ш. 10 кВ |
10000/100 Зав. № 1979 |
Зав. № 05889 |
Реак- |
±2,5 |
±6,1 | ||||
Зав. № 2216 |
0110062208 |
тивная | |||||||
ТПЛ-10-М- У2 |
НТМИ-10-66 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
11 |
11 |
Яч. «СТ-4», 2 с.ш. 10 кВ |
Кл.т. 0,5 200/5 |
У3 Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |
Зав. № 1755 |
10000/100 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,1 | ||||
Зав. № 1468 |
Зав. № 7105 |
0110053033 |
тивная | ||||||
ТПЛ-10-У2 |
НТМИ-10-66 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Яч. «СТ-8», 2 с.ш. 10 кВ |
Кл.т. 0,5 |
У3 |
4ТМ.03М.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||
12 |
12 |
200/5 Зав. № 11406 |
Кл.т. 0,5 10000/100 |
0,5S/1,0 Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,1 | ||
Зав. № 11407 |
Зав. № 7105 |
0111060028 |
тивная | ||||||
ТП 100 10/0,4 кВ | |||||||||
ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 8115877 Зав. № 8114914 Зав. № 8112681 |
СЭТ- |
HP DL |
Ак- | ||||||
4ТМ.03.09 |
380 G4 |
тивная |
±1,0 |
±3,6 | |||||
13 |
13 |
ТП 100 |
— |
0,5S/1,0 |
Зав. № | ||||
Зав. № |
GB8640P |
Реак- |
±2,1 |
±8,1 | |||||
0108073385 |
6VK |
тивная | |||||||
ТП 124 10/0,4 кВ | |||||||||
ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 8116583 Зав. № 8116567 Зав. № 8114879 |
СЭТ- |
HP DL |
Ак- | ||||||
4ТМ.03.09 |
380 G4 |
тивная |
±1,0 |
±3,6 | |||||
14 |
14 |
ТП 124 |
— |
0,5S/1,0 |
Зав. № | ||||
Зав. № |
GB8640P |
Реак- |
±2,1 |
±8,1 | |||||
0103076040 |
6VK |
тивная | |||||||
ТП 183 10/0,4 кВ | |||||||||
15 |
58 |
ТП 183 |
ТТИ-А Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № A17370 Зав. № A17365 |
— |
Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN 0,5S/1,0 Зав. № |
HP DL 380 G4 Зав. № GB8640P 6VK |
Активная Реак- |
±1,0 ±2,1 |
±3,5 ±6,0 |
Зав. № A17371 |
09312363 |
тивная | |||||||
РПУ 10 кВ | |||||||||
ЗНОЛ.06-10 У3 | |||||||||
ТПЛМ-10 |
Кл.т. 0,5 |
СЭТ- |
HP DL |
Ак- | |||||
Кл.т. 0,5 |
10000:^3/100:^ |
4ТМ.03М.01 |
380 G4 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||
16 |
15 |
РПУ-3 |
75/5 |
3 |
0,5S/1,0 |
Зав. № | |||
Зав. № 31205 |
Зав. № 8785 |
Зав. № |
GB8640P |
Реак- |
±2,5 |
±6,1 | |||
Зав. № 6291 |
Зав. № 8606 Зав. № 7479 |
0111050106 |
6VK |
тивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ПС 35/10 кВ «Откормбаза» | |||||||||
ЗНОЛ.06-10 У3 | |||||||||
ТПЛ-10-М-У2 |
Кл.т. 0,5 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Яч. «ОБ-9», с.ш. 10 кВ |
Кл.т. 0,5 |
10000:^3/100:^ |
4ТМ.03М.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||
17 |
18 |
100/5 |
3 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 6805 |
Зав. № 8730 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,1 | ||||
Зав. № 6785 |
Зав. № 8764 |
0111050225 |
СИКОН |
тивная | |||||
Зав. № 8652 |
С70 | ||||||||
ЗНОЛ.06-10 У3 |
Зав. № | ||||||||
ТОЛ-10-1-7-У2 |
Кл.т. 0,5 |
СЭТ- |
01292 |
Ак- | |||||
Яч. «ОБ-11», |
Кл.т. 0,5S |
10000:^3/100:^ |
4ТМ.03М.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,7 | |||
18 |
19 |
50/5 |
3 |
0,5S/1,0 | |||||
с.ш. 10 кВ |
Зав. № 20043 |
Зав. № 8730 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,2 | |||
Зав. № 20042 |
Зав. № 8764 Зав. № 8652 |
0111054160 |
тивная | ||||||
ПС 35/10 кВ «Завод сухой сыворотки» | |||||||||
ТВК-10 |
НТМИ-10-66 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Яч. «ЗС-3», |
Кл.т. 0,5 |
У3 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||
19 |
27 |
100/5 |
Кл.т. 0,5 |
0,5S/1,0 | |||||
1 с.ш. 10 кВ |
Зав. № 14031 |
10000/100 |
Зав. № |
СИКОН |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | ||
Зав. № 12522 |
Зав. № 7005 |
0110051067 |
С70 |
тивная | |||||
ТВК-10 |
НТМИ-10-66 |
СЭТ- |
Зав. № |
Ак- | |||||
Яч. «ЗС-5», |
Кл.т. 0,5 |
У3 |
4ТМ.03.01 |
05891 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | ||
20 |
28 |
50/5 |
Кл.т. 0,5 |
0,5S/1,0 | |||||
1 с.ш. 10 кВ |
Зав. № 17916 |
10000/100 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||
Зав. № 04001 |
Зав. № 7005 |
0109050044 |
тивная | ||||||
ПС 110/35/10 кВ «Кореновская Центральная» | |||||||||
ТОЛ-СЭЩ-10- | |||||||||
21 У2 |
НАМИ-10-95 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Яч. «КЦ-1», |
Кл.т. 0,5 |
УХЛ2 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||
21 |
29 |
150/5 |
Кл.т. 0,5 |
0,5S/1,0 | |||||
1 с.ш. 10 кВ |
Зав. № 01561 |
10000/100 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||
Зав. № 02579 Зав. № 02514 |
Зав. № 2798 |
104085532 |
тивная | ||||||
ТОЛ-СЭЩ-10- | |||||||||
21 У2 |
НАМИ-10-95 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
22 |
30 |
Яч. «КЦ-2», |
Кл.т. 0,5 300/5 |
УХЛ2 Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 0,5S/1,0 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |
2 с.ш. 10 кВ |
Зав. № 15605 |
10000/100 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||
Зав. № 15546 |
Зав. № 2851 |
0108066233 |
СИКОН |
тивная | |||||
Зав. № 15316 |
С70 | ||||||||
ТОЛ-СЭЩ-10- |
Зав. № | ||||||||
21 У2 |
НАМИ-10-95 |
СЭТ- |
01705 |
Ак- | |||||
Яч. «КЦ-3», |
Кл.т. 0,5 |
УХЛ2 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||
23 |
31 |
150/5 |
Кл.т. 0,5 |
0,5S/1,0 | |||||
1 с.ш. 10 кВ |
Зав. № 02641 |
10000/100 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||
Зав. № 02614 Зав. № 02569 |
Зав. № 2798 |
0109065020 |
тивная | ||||||
ТОЛ-СЭЩ-10- | |||||||||
21 У2 |
НАМИ-10-95 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Яч. «КЦ-5», |
Кл.т. 0,5 |
УХЛ2 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||
24 |
32 |
300/5 |
Кл.т. 0,5 |
0,5S/1,0 | |||||
1 с.ш. 10 кВ |
Зав. № 14885 |
10000/100 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||
Зав. № 14827 Зав. № 14832 |
Зав. № 2798 |
0110054141 |
тивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
25 |
33 |
Яч. «КЦ-12», 2 с.ш. 10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10- 21 У2 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 15958 Зав. № 15942 Зав. № 15943 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2851 |
СЭТ- 4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 109060103 |
СИКОН С70 Зав. № 01705 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,6 ±6,0 |
26 |
34 |
Яч. «КЦ- 13», 1 с.ш. 10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10- 21 У2 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 16099 Зав. № 15791 Зав. № 15754 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2798 |
СЭТ- 4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110061218 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,6 ±6,0 | |
ПС 35/6 кВ «Кореновская городская» | |||||||||
27 |
35 |
Яч. «КГ-1», 1 с.ш. 6 кВ |
ТОЛ-10 У2 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 975 Зав. № 976 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 512 |
СЭТ- 4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0109061102 |
СИКОН С70 Зав. № 01477 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,6 ±6,0 |
28 |
36 |
Яч. «КГ-2», 2 с.ш. 6 кВ |
ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 1445 Зав. № 1490 |
НТМИ-6-66 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № ТТРС |
СЭТ- 4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110053090 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,6 ±6,0 | |
29 |
37 |
Яч. «КГ-6», 2 с.ш. 6 кВ |
ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 983 Зав. № 1773 |
НТМИ-6-66 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № ТТРС |
СЭТ- 4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110054089 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,6 ±6,0 | |
ТП-131 10/0,4 кВ | |||||||||
30 |
56 |
ТП-131 |
ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 600/5 Зав. № 0158033 Зав. № 0175971 Зав. № 0177692 |
— |
СЭТ- 4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110068072 |
HP DL 380 G4 Зав. № GB8640P 6VK |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,6 ±8,1 |
Примечания:
-
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
-
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
-
3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
-
4 Нормальные условия эксплуатации:
-
- параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) Uh; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.;
частота (50 ± 0,2) Гц;
-
- температура окружающей среды: (23±2) °С;
-
5 Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:
-
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) U н1; диапазон силы
первичного тока - (0,01(0,05) - 1,2) I н1; коэффициент мощности cosф (БШф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от минус 40 °С до плюс 50 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 98 % при 35 °С;
-
- атмосферное давление от 84,0 кПа до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) U н2; диапазон силы
вторичного тока (0,01 - 1,2) I н2; диапазон коэффициента мощности cosф (алф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
-
- температура окружающего воздуха от минус 40 °С до плюс 60 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 90 % при 30 °С;
-
- атмосферное давление от 84,0 кПа до 106,7 кПа. Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 25 °С;
-
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление от 84,0 кПа до 106,7 кПа.
-
6 Погрешность в рабочих условиях указана для 2(5)% 1ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 15°С до плюс 35°С;
-
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена контроллеров СИКОН С70 и УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
-
8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- контроллер сетевой индустриальный «СИКОН С70» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- устройство синхронизации времени УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
-
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 113 060 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью выделенного канала связи сети Интернет по электронной почте или с помощью сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счётчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике.
-
- журнал контроллера СИКОН С70:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения на счетчике;
- коррекции времени в счетчике и контроллере СИКОН С70;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком .
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- контроллера СИКОН С70;
- сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
- электросчетчика;
- контроллера СИКОН С70;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- контроллерах СИКОН С70;
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не
менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- контроллер СИКОН С70 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 суток; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не ме
нее 3,5 лет (функция автоматизирована).