Номер по Госреестру СИ: 58379-14
58379-14 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Армавир (АИИС КУЭ ОАО "НЭСК" для ГТП "Армавир")
(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 Армавир (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Армавир») (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 Армавир (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Армавир») 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 - М |
етрологические 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 уче та |
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 |
d79874d10fc2b156a 0fdc27e1ca480ac |
MD5 |
Продолжение Таблицы 1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
3 |
52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83 |
MD5 |
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 «Пира-
мида», 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.
Лист № 5 Всего листов 16 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 № 6 Всего листов 16
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 Армавир (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Армавир») 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 Армавир (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Армавир»), 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)
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.
Лист № 16 Всего листов 16
Поверка
Поверка осуществляется по документу МП 58379-14 «Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Армавир (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Армавир»). 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»;
-
- счетчика СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124.124 РЭ, согласована 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, согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04» декабря 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 плюс 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.№ 03894, Зав.№ 01633, Зав.№ 01548, Зав.№ 05402, Зав.№ 01286, Зав.№ 01706, Зав.№ 01299, Зав.№ 01321, Зав.№ 01492, Зав.№ 01486, Зав.№ 01989) (далее - контроллер СИКОН С70), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав.№ 685, Зав.№ 730, Зав.№ 727, Зав.№ 607, Зав.№ 653, Зав.№ 651, Зав.№ 658, Зав.№ 640, Зав.№ 344, Зав.№ 700, Зав.№ 722) 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 «Армавир» и ЦСОД ОАО «НЭСК».
ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Армавир» включает в себя сервер опроса ИВКЭ и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 717), 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 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) № 1-41, 43-51, 53-56 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы контроллеров СИКОН С70: для измерительных каналов (далее - ИК) № 1-13 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 03894), для ИК № 14-16 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01633), для ИК № 17-20 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01548), для ИК № 21-22 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05402), для ИК № 23-36 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01286), для ИК № 37-40 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01706), для ИК № 41 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01299), для ИК № 43 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01321), для ИК № 44-47 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01492), для ИК № 48-51 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01486), для ИК № 53-56 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01989), 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 «Армавир», 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 «Армавир», 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 координиро-
Лист № 3 Всего листов 16 ванного 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 «Армавир», 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. 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 № 42, 52, 57-60) 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 № 42, 52, 57-60) ±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, секунды) 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 |
№ Госреестра |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10-М |
22192-03 |
6 |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10-М |
22192-07 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
2363-68 |
13 |
Трансформаторы тока измерительные |
ТВЛМ-10 |
1856-63 |
14 |
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
2473-69 |
24 |
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
2473-00 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТВК-10 |
8913-82 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-1 |
15128-07 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТЛК10 |
9143-83 |
26 |
Трансформаторы тока с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
1276-59 |
7 |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ 10 |
1261-02 |
6 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ 10 |
7069-79 |
4 |
Трансформаторы тока шинные |
ТШП-0,66 |
15173-06 |
6 |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10с |
29390-05 |
4 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
5 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 |
831-69 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
20186-05 |
4 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
11094-87 |
4 |
Трансформаторы напряжения измерительные |
ЗНОЛ.06 |
3344-04 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
831-53 |
8 |
Трансформаторы напряжения заземляемые |
ЗНОЛП-10 |
46738-11 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НОМ-10-66 |
4947-75 |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
59 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-08 |
1 |
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
28822-05 |
11 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-1 |
28716-05 |
13 |
Методика поверки |
— |
— |
1 |
Формуляр |
— |
— |
1 |
Руководство по эксплуатации |
— |
— |
1 |
Лист № 15 Всего листов 16
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (Зав.№ 03894, Зав.№ 01633, Зав.№ 01548, Зав.№ 05402, Зав.№ 01286, Зав.№ 01706, Зав.№ 01299, Зав.№ 01321, Зав.№ 01492, Зав.№ 01486, Зав.№ 01989) (далее - контроллер СИКОН С70), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав.№ 685, Зав.№ 730, Зав.№ 727, Зав.№ 607, Зав.№ 653, Зав.№ 651, Зав.№ 658, Зав.№ 640, Зав.№ 344, Зав.№ 700, Зав.№ 722) 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 «Армавир» и ЦСОД ОАО «НЭСК».
ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Армавир» включает в себя сервер опроса ИВКЭ и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 717), 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 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) № 1-41, 43-51, 53-56 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы контроллеров СИКОН С70: для измерительных каналов (далее - ИК) № 1-13 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 03894), для ИК № 14-16 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01633), для ИК № 17-20 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01548), для ИК № 21-22 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05402), для ИК № 23-36 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01286), для ИК № 37-40 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01706), для ИК № 41 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01299), для ИК № 43 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01321), для ИК № 44-47 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01492), для ИК № 48-51 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01486), для ИК № 53-56 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01989), 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 «Армавир», 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 «Армавир», 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 координиро-
Лист № 3 Всего листов 16 ванного 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 «Армавир», 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. 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 № 42, 52, 57-60) 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 № 42, 52, 57-60) ±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, секунды) 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 Армавир (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Армавир») 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 - М |
етрологические 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 уче та |
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 |
d79874d10fc2b156a 0fdc27e1ca480ac |
MD5 |
Продолжение Таблицы 1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
3 |
52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83 |
MD5 |
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 «Пира-
мида», 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.
Лист № 5 Всего листов 16 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 № 6 Всего листов 16
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 «Армавир» 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, % |
По-грешнос ть в рабочих услови- | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
я.х.(%> |
ПС 110/35/10/6 кВ «Речная» | |||||||||
ТПЛ-10-М-1 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
Кл.т. 0,5S |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3.7 | |||||
1 |
1 |
Яч. «УБР» |
400/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 11145 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±8.1 | |||||
Зав. № 11146 |
0110061240 |
тивная | |||||||
ТПЛМ-10 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3.6 | |||||
2 |
2 |
Яч. «Г-1» |
400/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 46128 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6.0 | |||||
Зав. № 47529 |
0109061123 |
тивная | |||||||
ТВЛМ-10 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3.6 | |||||
3 |
3 |
Яч. «Г-2» |
300/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 98645 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6.0 | |||||
Зав. № 97934 |
0109061155 |
тивная | |||||||
ТПЛМ-10 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № ВВВВ |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
4 |
4 |
Яч. «Водозабор» |
Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 39268 Зав. № 39236 |
4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110063148 |
СИКОН С70 |
тивная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3.6 ±6.0 | |
ТВЛМ-10 |
СЭТ- |
Зав. № |
Ак- | ||||||
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
03894 |
тивная |
±1,3 |
±3.6 | ||||
5 |
5 |
Яч. «Г-3» |
600/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 05857 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6.0 | |||||
Зав. № 45393 |
0110063092 |
тивная | |||||||
ТВЛМ-10 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3.6 | |||||
6 |
6 |
Яч. «КСМ» |
400/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 76987 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6.0 | |||||
Зав. № 28796 |
0110062208 |
тивная | |||||||
ТВЛМ-10 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3.6 | |||||
7 |
7 |
Яч. «Г-4» |
600/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 41960 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6.0 | |||||
Зав. № 41906 |
0109061125 |
тивная | |||||||
ТЛМ-10-2 У3 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2816 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3.6 | |||||
8 |
8 |
Яч. «РМЗ-2» |
600/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 5944 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6.0 | |||||
Зав. № 5943 |
0108071933 |
тивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ТЛМ-10-2 У3 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||||
9 |
9 |
Яч. «Г-5» |
200/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 2568 |
НТМИ-10-66 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | ||||
Зав. № 8038 |
Кл.т. 0,5 |
0109067011 |
тивная | ||||||
ТЛМ-10-2 У3 |
10000/100 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Кл.т. 0,5 |
Зав. № 2816 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | ||||
10 |
10 |
Яч. «Г-6» |
300/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 7181 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||||
Зав. № 7257 |
0110062088 |
тивная | |||||||
ТЛМ-10-2 У3 |
СЭТ- |
СИКОН С70 Зав. № 03894 |
Ак- | ||||||
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||||
11 |
11 |
Яч. «РМЗ-1» |
300/5 Зав. № 1147 |
0,5S/1,0 Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | ||
Зав. № 0809 |
0110062114 |
тивная | |||||||
ТЛМ-10-2 У3 |
НАМИТ-10-95 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Кл.т. 0,5 |
УХЛ2 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | ||||
12 |
12 |
Яч. «Г-7» |
200/5 |
Кл.т. 0,5 |
0,5S/1,0 | ||||
Зав. № 1136 |
10000/100 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | ||||
Зав. № 1121 |
Зав. № 5740 |
0109064238 |
тивная | ||||||
ТЛМ-10-2 У3 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||||
13 |
13 |
Яч. «ФФП» |
200/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 0256 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||||
Зав. № 0352 |
0110062219 |
тивная | |||||||
ПС110/6 кВ «ЗТВС» | |||||||||
ТВЛМ-10 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||||
14 |
14 |
Яч. «ТВ-6» |
400/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 11124 |
НТМИ-6-66 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | ||||
Зав. № 27259 |
Кл.т. 0,5 |
0110062012 |
тивная | ||||||
ТВЛМ-10 |
6000/100 |
СЭТ- |
СИКОН С70 Зав. № 01633 |
Ак- | |||||
Кл.т. 0,5 |
Зав. № 124 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | ||||
15 |
15 |
Яч. «ТВ-9» |
400/5 Зав. № 72386 |
0,5S/1,0 Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | ||
Зав. № 11133 |
0110061141 |
тивная | |||||||
ТВК-10 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 3406 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||||
16 |
17 |
Яч. «ТВ-14» |
400/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 21398 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||||
Зав. № 21311 |
0109064174 |
тивная | |||||||
ПС 110/10 кВ «Тепличная» | |||||||||
ТЛМ-10-1 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||||
17 |
19 |
Яч. «ТЧ-1» |
200/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 9549 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||||
Зав. № 3626 |
0104082281 |
тивная | |||||||
18 |
20 |
Яч. «ТЧ-3» |
ТЛМ-10-2 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 1905 Зав. № 8569 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 5282 |
СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110061125 |
СИКОН С70 Зав. № 01548 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,6 ±6,0 |
ТЛМ-10-2 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||||
19 |
21 |
Яч. «ТЧ-4» |
150/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 5963 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||||
Зав. № 5970 |
0110063102 |
тивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ТЛМ-10-2 Кл.т. 0,5 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 5282 |
СЭТ- 4ТМ.03.01 |
СИКОН С70 Зав. № 01548 |
Активная |
±1,3 |
±3,6 | |||
20 |
22 |
Яч. «ТЧ-6» |
200/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 8436 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||||
Зав. № 1908 |
0110062155 |
тивная | |||||||
ПС 35/6 кВ «МЖК» | |||||||||
ТОЛ-10-1 7У2 |
НАМИ-10-95 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Кл.т. 0,5S |
УХЛ2 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,7 | ||||
21 |
23 |
Ввод Т-1 |
1500/5 |
Кл.т. 0,5 |
0,5S/1,0 | ||||
Зав. № 19790 |
6000/100 |
Зав. № |
СИКОН |
Реак- |
±2,5 |
±8,1 | |||
Зав. № 19793 |
Зав. № 384 |
0110062159 |
С70 |
тивная | |||||
ТОЛ-10-1 7У2 |
НАМИ-10-95 |
СЭТ- |
Зав. № |
Ак- | |||||
Кл.т. 0,5S |
УХЛ2 |
4ТМ.03.01 |
05402 |
тивная |
±1,3 |
±3,7 | |||
22 |
24 |
Ввод Т-2 |
1500/5 |
Кл.т. 0,5 |
0,5S/1,0 | ||||
Зав. № 19791 |
6000/100 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±8,1 | ||||
Зав. № 19792 |
Зав. № 392 |
0812123265 |
тивная | ||||||
ПС 35/6 кВ «Южная» | |||||||||
ТЛК-10-6 У3 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
Яч. «Юж- 11» |
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,1 |
±3,5 | ||||
23 |
25 |
400/5 |
0,5S/1,0 | ||||||
Зав. № 3112 |
Зав. № |
Реак- |
±2,2 |
±6,0 | |||||
Зав. № 1231 |
0110062062 |
тивная | |||||||
ТЛК-10-6 У3 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
24 |
26 |
Яч. «Юж- 16» |
Кл.т. 0,5 300/5 |
4ТМ.03.01 0,5S/1,0 |
тивная |
±1,1 |
±3,5 | ||
Зав. № 1144 |
Зав. № |
Реак- |
±2,2 |
±6,0 | |||||
Зав. № 1219 |
0110062166 |
тивная | |||||||
ТЛК-10-6 У3 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
Яч. «Юж- 17» |
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03М.01 |
тивная |
±1,1 |
±3,5 | ||||
25 |
28 |
400/5 |
0,5S/1,0 | ||||||
Зав. № 3115 |
Зав. № |
Реак- |
±2,2 |
±6,1 | |||||
Зав. № 3015 |
0812123271 |
тивная | |||||||
ТЛК-10-6 У3 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
Яч. «Юж- 21» |
Кл.т. 0,5 |
НАМИ-10 У2 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,1 |
±3,5 | |||
26 |
29 |
400/5 |
Кл.т. 0,2 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 12837 |
6000/100 |
Зав. № |
СИКОН С70 Зав. № 01286 |
Реак- |
±2,2 |
±6,0 | |||
Зав. № 12816 |
Зав. № 598 |
0108071851 |
тивная | ||||||
27 |
30 |
Яч. «Юж- 14» |
ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5 300/5 |
СЭТ- 4ТМ.03.01 0,5S/1,0 |
Ак тивная |
±1,1 |
±3,5 | ||
Зав. № 1201 |
Зав. № |
Реак- |
±2,2 |
±6,0 | |||||
Зав. № 1220 |
0110062157 |
тивная | |||||||
ТЛК-10-6 У3 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
Яч. «Юж- 12» |
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,1 |
±3,5 | ||||
28 |
31 |
200/5 |
0,5S/1,0 | ||||||
Зав. № 1082 |
Зав. № |
Реак- |
±2,2 |
±6,0 | |||||
Зав. № 1100 |
0110062228 |
тивная | |||||||
ТПЛ-10-М-1 У2 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 11471 Зав. № 11472 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
29 |
32 |
Яч. «Юж- 115» |
4ТМ.03.01 0,5S/1,0 |
тивная |
±1,1 |
±3,6 | |||
Зав. № 0104081895 |
Реак тивная |
±2,2 |
±8,1 | ||||||
ТЛК-10-6 У3 |
НАМИ-10 У2 Кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 524 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Яч. «Юж- 110» |
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,1 |
±3,5 | ||||
30 |
33 |
300/5 |
0,5S/1,0 | ||||||
Зав. № 1186 |
Зав. № |
Реак- |
±2,2 |
±6,0 | |||||
Зав. № 1217 |
0110061160 |
тивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ТЛК-10-6 У3 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
Яч. «Юж- 111» |
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,1 |
±3,5 | ||||
31 |
34 |
200/5 |
0,5S/1,0 | ||||||
Зав. № 7283 |
Зав. № |
Реак- |
±2,2 |
±6,0 | |||||
Зав. № 0838 |
0110062200 |
тивная | |||||||
ТЛК-10-6 У3 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
Яч. «Юж- 19» |
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,1 |
±3,5 | ||||
32 |
35 |
300/5 |
0,5S/1,0 | ||||||
Зав. № 1242 |
Зав. № |
Реак- |
±2,2 |
±6,0 | |||||
Зав. № 1212 |
0110062079 |
тивная | |||||||
ТЛК-10-6 У3 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
33 |
36 |
Яч. «Юж- 20» |
Кл.т. 0,5 300/5 |
4ТМ.03.01 0,5S/1,0 |
тивная |
±1,1 |
±3,5 | ||
Зав. № 1184 |
НАМИ-10 У2 |
Зав. № |
СИКОН |
Реак- |
±2,2 |
±6,0 | |||
Зав. № 1206 |
Кл.т. 0,2 |
0109068003 |
С70 |
тивная | |||||
ТЛК-10-6 У3 |
6000/100 |
СЭТ- |
Зав. № |
Ак- | |||||
Яч. «Юж- 13» |
Кл.т. 0,5 |
Зав. № 524 |
4ТМ.03.01 |
01286 |
тивная |
±1,1 |
±3,5 | ||
34 |
37 |
200/5 |
0,5S/1,0 | ||||||
Зав. № 4116 |
Зав. № |
Реак- |
±2,2 |
±6,0 | |||||
Зав. № 4094 |
0110061227 |
тивная | |||||||
ТЛК-10-6 У3 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
35 |
38 |
Яч. «Юж- 113» |
Кл.т. 0,5 400/5 |
4ТМ.03.01 0,5S/1,0 |
тивная |
±1,1 |
±3,5 | ||
Зав. № 1236 |
Зав. № |
Реак- |
±2,2 |
±6,0 | |||||
Зав. № 1238 |
0109064124 |
тивная | |||||||
ТЛК-10-6 У3 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
36 |
39 |
Яч. «Юж- 15» |
Кл.т. 0,5 400/5 |
4ТМ.03.01 0,5S/1,0 |
тивная |
±1,1 |
±3,5 | ||
Зав. № 1189 |
Зав. № |
Реак- |
±2,2 |
±6,0 | |||||
Зав. № 1240 |
0110062220 |
тивная | |||||||
ПС 35/6 кВ «Очистные сооружения» | |||||||||
ТВЛМ-10 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||||
37 |
41 |
Яч. «КСМ» |
300/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 98855 |
НТМИ-6-66 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | ||||
Зав. № 19391 |
Кл.т. 0,5 |
0110062063 |
тивная | ||||||
ТПЛ-10 |
6000/100 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Кл.т. 0,5 |
Зав. № 1074 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | ||||
38 |
42 |
Яч. «Г-1» |
400/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 62448 |
Зав. № |
СИКОН |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | ||||
Зав. № 61673 |
0803103314 |
С70 |
тивная | ||||||
ТПЛ-10 |
СЭТ- |
Зав. № |
Ак- | ||||||
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
01706 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | ||||
39 |
43 |
Яч. «Г-2» |
400/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 58882 |
НТМИ-6-66 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | ||||
Зав. № 61537 |
Кл.т. 0,5 |
0110062105 |
тивная | ||||||
ТПЛМ-10 |
6000/100 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Кл.т. 0,5 |
Зав. № 10876 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | ||||
40 |
44 |
Яч. «Г-3» |
200/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 63512 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||||
Зав. № 63554 |
0110061228 |
тивная | |||||||
ПС 35/10 кВ «Стеблицкая» | |||||||||
41 |
45 |
Яч. «СТ-11» |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2070 |
СЭТ- 4ТМ.03.01 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 Зав. № 01299 |
Ак тивная |
±1,3 |
±3,6 |
Зав. № 57318 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||||
Зав. № 62026 |
0110062045 |
тивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
СМВ-5 10 кВ | |||||||||
ТЛМ-10-1 У3 |
НТМИ-10-66 |
СЭТ- |
HP DL |
Ак- | |||||
Кл.т. 0,5 |
У3 |
4ТМ.03.01 |
380 G4 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||
42 |
46 |
СМВ-5 |
100/5 |
Кл.т. 0,5 |
0,5S/1,0 |
Зав. № | |||
Зав. № 1183 |
10000/100 |
Зав. № |
GB8640P |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||
Зав. № 1184 |
Зав. № 3269 |
0110062236 |
6RV |
тивная | |||||
ЦРП-6 кВ «АЗПФИ» | |||||||||
43 |
47 |
Яч. «АГ -1» |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 200/5 |
ЗНОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 2530 Зав. № 2504 Зав. № 2444 |
СЭТ- 4ТМ.03.01 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 Зав. № 01321 |
Активная |
±1,3 |
±3,7 |
Зав. № 6031 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±8,1 | |||||
Зав. № 6212 |
0109064154 |
тивная | |||||||
ЦРП-6 кВ «АЭТЗ» | |||||||||
ТПЛ-10 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
Яч. «База КПС» |
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | ||||
44 |
48 |
200/5 |
0,5S/1,0 | ||||||
Зав. № 5566 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||||
Зав. № 5089 |
0109065033 |
тивная | |||||||
ТПЛМ-10 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
Яч. «Ф-19 ОМЗ-1» |
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | ||||
45 |
50 |
100/5 |
0,5S/1,0 | ||||||
Зав. № 34760 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 8753 |
Зав. № |
СИКОН С70 Зав. № 01492 |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||
Зав. № 26129 |
0110062093 |
тивная | |||||||
46 |
52 |
Яч. «Ф-32 ОМЗ-2» |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 969 |
СЭТ- 4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № |
Активная Реак- |
±1,3 ±2,5 |
±3,6 ±6,0 | ||
Зав. № 2603 |
804101991 |
тивная | |||||||
ТПЛ-10-М-1 У2 Кл.т. 0,5S 100/5 Зав. № 6405 Зав. № 6406 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
47 |
53 |
Яч. ф. 33 «ОУ-68/4» |
4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062161 |
тивная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,7 ±8,1 | |||
АТЭЦ ГРУ-6 кВ | |||||||||
ТПОЛ-10 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||||
48 |
54 |
Яч. «Ф-610» |
600/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 3912 |
3*НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1899 Зав. № 8170 Зав. № 1004 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | ||||
Зав. № 7862 |
0110062211 |
тивная | |||||||
49 |
55 |
Яч. «Ф-64» |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 6866 Зав. № 6865 |
СЭТ- 4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110062086 |
СИКОН С70 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,6 ±6,0 | |
50 |
56 |
Яч. «Ф-69-1» |
ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 |
3*НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1161 Зав. № 1510 Зав. № 10136 |
СЭТ- 4ТМ.03.01 0,5S/1,0 |
Зав. № 01486 |
Ак тивная |
±1,3 |
±3,6 |
Зав. № 63858 Зав. № 60439 |
Зав. № 0120072329 |
Реактивная |
±2,5 |
±6,0 | |||||
ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 |
СЭТ- 4ТМ.03.01 |
Ак тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||||
51 |
57 |
Яч. «Ф-69-2» |
200/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 60507 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||||
Зав. № 64324 |
0120071742 |
тивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ПС 35/10 кВ «Глубокая» | |||||||||
ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 8079751 Зав. № 8079750 Зав. № 8117804 |
СЭТ- |
HP DL |
Ак- | ||||||
4ТМ.03.01 |
380 G4 |
тивная |
±1,0 |
±3,6 | |||||
52 |
58 |
ЗТП-267 |
— |
0,5S/1,0 |
Зав. № | ||||
Зав. № |
GB8640P |
Реак- |
±2,1 |
±8,1 | |||||
0110061026 |
6RV |
тивная | |||||||
ПС 35/6 кВ «РИ» | |||||||||
ТПЛ-10-СУ3 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||||
53 |
60 |
Яч. «РИ-21» |
300/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 0567 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||||
Зав. № 0569 |
0110062232 |
тивная | |||||||
ТПЛ-10-СУ3 |
СЭТ- |
Ак- | |||||||
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||||
54 |
61 |
Яч. «РИ-22» |
300/5 |
НТМИ-6 |
0,5S/1,0 | ||||
Зав. № 0568 |
Кл.т. 0,5 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | ||||
Зав. № 0564 |
6000/100 |
0109064159 |
СИКОН С70 Зав. № |
тивная | |||||
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 70228 ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 |
Зав. № 480 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
4ТМ.03.01 |
01989 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||||
55 |
62 |
Яч. «РИ-3» |
0,5S/1,0 Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||
0109064184 |
тивная | ||||||||
Зав. № 47283 | |||||||||
ТЛМ-10-1У3 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 869 |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||||
56 |
63 |
Яч. «РИ-27» |
400/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 7570 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||||
Зав. № 6570 |
0109061160 |
тивная | |||||||
СМВ-1 10кВ | |||||||||
ЗНОЛП-10 | |||||||||
ТЛМ-10-1У3 |
Кл.т. 0,5 |
СЭТ- |
HP DL |
Ак- | |||||
Кл.т. 0,5 |
10000:^3/100:^ |
4ТМ.03.01 |
380 G4 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||
57 |
64 |
СМВ-1 |
100/5 |
3 |
0,5S/1,0 |
Зав. № | |||
Зав. № 02374 |
Зав. № 2000271 |
Зав. № |
GB8640P |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||
Зав. № 02578 |
Зав. № 2000271 Зав. № 2000271 |
0804101977 |
6RV |
тивная | |||||
СМВ-4 10кВ | |||||||||
ТЛМ-10-1У2 |
НОМ-10-66У2 |
СЭТ- |
HP DL |
Ак- | |||||
Кл.т. 0,5S |
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03.01 |
380 G4 |
тивная |
±1,3 |
±3,7 | |||
58 |
65 |
СМВ-4 |
50/5 |
10000/100 |
0,5S/1,0 |
Зав. № | |||
Зав. № 5912 |
Зав. № НАВА |
Зав. № |
GB8640P |
Реак- |
±2,5 |
±8,1 | |||
Зав. № 5911 |
Зав. № 7632 |
0804101324 |
6RV |
тивная | |||||
ЗТП-260 10/0,4 кВ | |||||||||
ТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 8110263 Зав. № 8109632 Зав. № 8110322 |
СЭТ- |
HP DL |
Ак- | ||||||
4ТМ.03.01 |
380 G4 |
тивная |
±1,0 |
±3,6 | |||||
59 |
66 |
ТП-260 |
— |
0,5S/1,0 |
Зав. № | ||||
Зав. № |
GB8640P |
Реак- |
±2,1 |
±8,1 | |||||
0811082370 |
6RV |
тивная | |||||||
ТП-45 6/0,4 кВ | |||||||||
ТПОЛ-10-3 У3 |
НАМИ-10- |
СЭТ- |
HP DL |
Ак- | |||||
Кл.т. 0,5S |
95УХЛ2 |
4ТМ.03.01 |
380 G4 |
тивная |
±1,3 |
±3,7 | |||
60 |
67 |
ТП-45 |
75/5 |
Кл.т. 0,5 |
0,5S/1,0 |
Зав. № | |||
Зав. № 15280 |
6000/100 |
Зав. № |
GB8640P |
Реак- |
±2,5 |
±8,1 | |||
Зав. № 15281 |
Зав. № 408 |
0110061147 |
6RV |
тивная |
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; cos j = 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 фиф) 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 фиф) 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.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 = 140 000 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 часа;
Лист № 13 Всего листов 16 - устройство синхронизации времени УСВ -1 - среднее время наработки на отказ не
менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 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 менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Лист № 14 Всего листов 16