| Номер в госреестре | 63783-16 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) потребления Филиала "Ульяновский" ПАО "Т Плюс" г. Ульяновск |
| Изготовитель | ООО "СТАНДАРТ", г.Нижний Новгород |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) потребления Филиала «Ульяновский» ПАО «Т Плюс» г. Ульяновск (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений, которая состоит из 16 измерительных каналов (ИК), указанных в таблице 2 (16 точек измерений).
ИК АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - комплексы измерительно-информационные (далее - ИИК), включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики) и вторичные измерительные цепи.
2-й уровень - комплексы электроустановок измерительно-вычислительные (далее -ИВКЭ) ПС 110/10/6 кВ «Центральная» и ПС 110/6 кВ «Белый Ключ», включающие в себя устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) ЭКОМ-3000 (Госреестр СИ РФ № 17049-09, зав. № 05145472) и ARIS MT200 (Госреестр СИ РФ № 53992-13, зав. № 09140082) соответственно, линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи.
3-й уровень - комплекс информационно-вычислительный (далее - ИВК), включающий в себя сервер опроса и БД, с установленным серверным программным обеспечением ПТК "Энергосфера", устройство синхронизации системного времени УСВ-2, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение, АРМы.
Для ПС 110/35/10/6 кВ «Северная» (ИК № 1, 2, 13, 14) уровень ИВКЭ совмещен с уровнем ИВК.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются мгновенные значения активной, реактивной 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.
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков, установленных на ТП 6/0,4 кВ «КНС-1», осуществляется по интерфейсу RS-485 на коммуникатор PGC. С которого посредством GSM/GPRS канала передачи данных сигнал поступает на коммуникатор PGC, подключенный по интерфейсу RS-232 к УСПД ПС 110/6 кВ «Белый Ключ» (счетчики -каналообразующая аппаратура - УСПД).
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков, установленных на ПС 110/10/6 кВ «Центральная» и ПС 110/6 кВ «Белый Ключ», осуществляется по интерфейсу RS-485 на УСПД уровня ИВКЭ. С УСПД информация по интерфейсу RS-232 поступает на коммуникаторы PGC. С которых посредством GSM/GPRS каналов передачи данных информация передается на коммуникаторы PGC, подключенные по интерфейсу RS-232 к серверу опроса и базы данных ИВК (УСПД - каналообразующая аппаратура - сервер ИВК).
На ПС 110/35/10/6 кВ «Северная», в виду отсутствия УСПД уровня ИВКЭ, передача цифрового сигнала с выходов счетчиков осуществляется напрямую на ИВК, посредством сквозного канала, созданного на основе Ethernet-сервера NPort 5450. Сигнал с выходов счетчиков по интерфейсу RS-485 поступает на Ethernet-сервер, преобразуется в интерфейс RS-232 и поступает на вход GSM-модема. С которого посредством GSM/GPRS канала передачи данных сигнал передается на коммуникаторы PGC, подключенные по интерфейсу RS-232 к серверу опроса и базы данных ИВК (счетчик - каналообразующая аппаратура - сервер ИВК).
При выходе из строя линий связи или УСПД предусмотрен ручной сбор измерительной информации с оптопортов счетчиков с использованием инженерного пульта (ноутбука) с оптическим преобразователем и программным обеспечением для работы со счётчиками системы, с последующим переносом этой информации в базу данных сервера.
На сервере ИВК осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и отображение информации по подключенным к серверу устройствам.
На сервере ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске сервера БД ИВК.
Информация с сервера ИВК может быть передана на автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.
Передача информации заинтересованным субъектам происходит по основному и резервному каналам передачи данных:
- основной канал: по сети Internet (сервер ИВК - сети Internet - заинтересованные субъекты);
- резервный канал: сотовая связь стандарта GSM (сервер ИВК - GSM/GPRS коммуникатор
- заинтересованные субъекты).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УСВ-2 (Госреестр СИ РФ № 41681-10, зав. № 3049). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Сличение шкалы времени сервера ИВК и шкалы времени УСВ-2 происходит 1 раз в час. Погрешность хода часов сервера ИВК не превышает ±1 с/сут. При каждом сеансе связи сервера ИВК с УСПД и не реже чем 1 раз в 30 мин. осуществляется сличение шкалы времени. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ±2 с. При каждом сеансе связи УСПД со счетчиками и не реже чем 1 раз в 30 мин. осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и УСПД. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ±2 с.
Погрешность системного времени не превышает ±5 с/сут.
Набор программных компонентов АИИС КУЭ состоит из стандартизированного и специализированного программных обеспечений (ПО).
Специализированное ПО АИИС КУЭ представляет собой программный комплекс (ПК) «Энергосфера».
ПО АИИС КУЭ на базе ПК «Энергосфера» функционирует на нескольких уровнях:
- программное обеспечение инженерного пульта;
- программное обеспечение УСПД ИВКЭ;
- программное обеспечение АРМ персонала, сервера опроса и базы данных ИВК Филиала «Ульяновский» ПАО «Т Плюс» г. Ульяновск.
ПК «Энергосфера» предназначен для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счётчиков электроэнергии и УСПД ИВКЭ, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.
Метрологически значимой частью ПК «Энергосфера» является программный модуль сервера опроса «Библиотека» с наименованием файла pso_metr.dll . Данный модуль выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 7.1 и выше |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Предел 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 счетчиков и измерительных трансформаторов.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты
- «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК
| Состав 1-го уровня | ||||||||
| Номер ИК | Наименовани е объекта учета | к | Вид СИ, класс точности, оэффициент трансформации, № Г осреестра СИ | Обозначение, тип | Заводской номер | Ктт Ктн Ксч | Вид энергии | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| ПС 110/35/10/6 кВ «Северная», ЗРУ-10 кВ, 4 СШ, яч. № 42 | Кт=0,5 | А | ТВЛМ-10 | 74189 | ||||
| н н | Ктт=300/5 | B | - | - | ||||
| № 1856-63 | C | ТВЛМ-10 | 74149 | |||||
| К н | Кт=0,5 | А | ||||||
| Ктн=10000/100 | B | НТМИ-10-66 У3 | ТППА | 6000 | активная | |||
| № 831-69 | C | реактивная | ||||||
| Счетчик | Кт=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 20175-01 | СЭТ-4ТМ.02.2 | 11034210 | |||||
| ПС 110/35/10/6 кВ «Северная», ЗРУ-10 кВ, 3 СШ, яч. № 65 | Кт=0,5 | А | ТЛМ-10-1 У3 | 0482 | ||||
| н н | Ктт=400/5 | B | - | - | ||||
| № 2473-00 | C | ТЛМ-10-1 У3 | 4720 | |||||
| К н | Кт=0,5 | А | ||||||
| (N | Ктн=10000/100 | B | НТМИ-10-66 У3 | 8259 | 8000 | активная | ||
| № 831-69 | C | реактивная | ||||||
| Счетчик | Кт=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 20175-01 | СЭТ-4ТМ.02.2 | 12035047 | |||||
ПС 110/6 кВ «Белый Ключ». КРУН-6 КВ,
2 СШ, яч. № 6 «Раб. пит.с.ОВЕ»
ПС 110/6 кВ «Белый Ключ», КРУН-6 кВ,
2 СШ, яч. № 14 «Раб. пит.с.ЗВЕ»
ПС 110/6 кВ «Белый Ключ», КРУН-6 кВ,
2 СШ, яч. № 16 «BS-20»
Я
-а
о
о
и
*
<т>
д
д
<т>
н
РЭ
04
и
д
а
Е
ю
ю
Счетчик
Счетчик
ТН
ТТ
ТН
ТТ
ТН
ТТ
Счет
чик
W
н
д
II
On
о
о
о
о
о
W
н
д
II
ON
о
о
о
о
о
W
н
д
II
о\
о
о
о
о
о
& $
OJ W ||
о о
^ Л (О
Л й
<э
ю
i? ю
ON
i? ю
ON
i? ю -р*.
<| OJ
и> о ' о On О
ю*
ю*
н
U) ^ II 2} о о
Л й
<э
ю
Н W II о о $ ^
ю*
ю
On
ю*
ю -р*.
О On
и> о ' о
On
О ^
ю*
Ю
-Р*.
^1
OJ
I
on
VO
н
н
о о §-
СЛ
ю
td
td
>
td
>
td
>
о
О
о
О
>
>
td
td
о
О
>
0
(J
н
1
-р*.
Н
£
о
OJ
О
(J
Н
■
-Р*.
н
о
OJ
О
(J
Н
■
-Р*.
н
£
о
OJ
о
оо
о
on
о
оо
о
о\
о
оо
ю
-р*.
-р*.
On
OJ
^1
LtJ
ю
^1
ю
LtJ
ю
^1
ю
LtJ
ю
^1
ю
00
On
00
о
VO
оо
7200
3600
On
12000
| 43 | 43 | 43 |
| С6 Р= | О РЭ | <Т> |
| РЭ Я | рэ Я | РЭ |
| я н | Я Н | Я |
| н д | Н Д | н |
| Д со | Д СИ | д |
| СО д | СО д | со |
| д р | д р | д |
| Р5 Л | Р5 Л | рэ |
Н
д
со
Д
рэ
td
о
<т>
о
о s
н 2 о н а ^
,_, Ю*
On ^
ПС 110/6 кВ «Белый Ключ». КРУН-6 кВ,
1 СШ, яч. № 15 «Рез. пит.с.ЗВЕ»
ю
ПС 110/6 кВ «Белый Ключ», КРУН-6 кВ, 1 СШ, яч. № 13 «BS-Ю»
ПС 110/6 кВ «Белый Ключ», КРУН-6 кВ, 1 СШ, яч. № 5 «Раб. rarr.c.OBF»
Я
-а
о
ti
о
и
*
<т>
X
X
а>
н
РЭ
04
Й
Я
а
Е
ю
Счет
чик
Счет
чик
Счетчик
ТН
ТТ
ТН
ТТ
ТН
ТТ
W
н
х
II
On
о
о
о
о
о
о\
VO
^1
I
ю
| н | |
| я | II |
| о | о |
| Л II | "ю |
| СЛ | |
| jo 'ui |
£ 5s
W II
о о
^ Л (О
Л й
<э
ю
% 3
OJ W ||
о о
^ Л (О
Л й
<э
ю
н
я
II
ON
о о О '
о
о
н
х
II
ON
о
о
о
о
о
ю*
ю
OJ
I
о\
VO
ю
On
ю
On
ю -р*.
ю
On
ю -р*. о On
и> о ■ о
On
О
н
н
о о §-
о
О Ltl
ON
40 ^
>
td
td
>
о
О
>
>
>
td
td
td
td
о
О
о
О
>
О
(J
Н
■
н
£
о
OJ
0 (J
н
1
-р*.
н
о
OJ
О
(J
Н
■
-Р*.
н
£
о
OJ
о
оо
ю
-р*.
о
00
о
оо
о
о\
ю
00
о
оо
о
о\
-р*.
Lti
о
LtJ
Lti
о
LtJ
Lti
о
LtJ
3600
7200
On
12000
| 43 | 43 | 43 |
| CD Р= | О РЭ | <Т> |
| РЭ Я | рэ Я | РЭ |
| я н | Я Н | Я |
| н Я | н я | н |
| Я со | Я со | я |
| со я | СО я | со |
| Я р | я р | я |
| Р5 Л | Р5 Л | РЭ |
н
я
со
X
РЭ
td
о
<т>
►I
о
g й о s
н 2 о н со ^
,_, Ю*
ON On
ПС 110/10/6 кВ «Центральная», ЗРУ-6 кВ,
V СШ, яч. № 507
ПС 110/6 кВ «Белый Ключ», КРУН-6 кВ,
1 СШ, яч. № 23 «КТП «Б СУ»
ю
ПС 110/6 кВ «Белый Ключ», КРУН-6 кВ,
Я
■о
о
о
и
%
cd
X
X
cd
н
рэ
04
и
X
с
Е
ю
1 СШ, яч. № 19 «Свинокомплекс»
Счет
чик
Счет
чик
Счет
чик
ТН
ТТ
ТН
ТТ
ТН
ТТ
| i? | н | |
| 1© | д II | |
| On | On | н |
| On | о | II |
| 00 | о | <э |
| ^1 1 | о | |
| о | ||
| о |
| н | |
| я | II |
| о | о |
| Л II | "ю |
| СЛ | |
| jo 'ui |
3
| iо* | |
| W | LtJ |
| н | On |
| II | On |
| <э | 40 |
| ^1 i | |
| ю |
% 3
OJ W ||
о о
^ Л (О
Л й
<э
ю
: я
W II
О О
Л i/i
Л ^
1 I—к
ю "о
н
X
II
о\
о
о
о
о
о
н
X
II
On
о
о
о
о
о
ю
On
ю
On
н
о
о
о
о
On
40 ^
On
40 ^
>
td
td
>
>
>
о
О
>
td
td
td
td
О
о
о
О
>
о
(j
н
■
н
о
LtJ
0 (J
н
1
-р*.
н
£
о
О
(J
Н
■
-Р*.
н
о
OJ
| ю | |
| н— | |
| ю | |
| н— | ^1 |
| о | -1^ |
| о | -1^ |
| о | |
| о | |
| о | |
| о | |
| -р^ |
О
00
о
-р*.
On
40
о
On
о
оо
ю
-р*.
о
-р*.
о
оо
о
о\
о
LtJ
LtJ
40
Lti
о
LtJ
Lti
о
LtJ
ю
On
о
1200
1200
On
12000
td
О
CD
Ч
О
о s
н 2 о н а ^
,_, Ю*
On
43
О РЭ
РЭ Я
я н
43
О РЭ
РЭ Я
я н
43
CD РЭ
рэ Я
Я Н
н
К
со
X
н
К
со
X
Н
К
со
X
ПС 110/35/10/6 кВ «Северная», ЗРУ-6 кВ,
1 СШ, яч. № 10
ПС 110/35/10/6 кВ «Северная», ЗРУ-6 кВ,
2 СШ, яч. № 18
ПС 110/10/6 кВ «Центральная», ЗРУ-6 кВ,
VI СШ, яч. № 612
я
-а
о
о
и
%
а>
д
д
<т>
н
РЭ
04
и
д
а
Е
ю
ю
Счет
чик
Счетчик
ТН
ТТ
тн
ТТ
тн
ТТ
Счетчик
| i? | н | |
| ю | д | |
| 1—1 | II | |
| ON | On | н |
| On | о | II |
| 00 | о | <э |
| ^1 1 | о | 'ui |
| о | ||
| о |
W
н
д
II
о\ о о р ■ о о
н
д
i? ю
On
iо*
ю
OJ On bj
u> о & р 00 ^
ю*
ю*
£ *
о О
^ II
Ltr Л
ю*
н
Ю W II О о о |—1 ^ ^ ^ Л
н
Н
bJ W II О} О о
ю*
оо о\ oj о ^ о р
ю
о\ о\ о
о
О
СП
СЛ
^1
I
о
00
О Ltl
о
о
>
>
>
td
td
td
td
о
О
>
>
о
о
td
td
О
о
>
о
(J
Н
■
-Р*.
Н
£
о
ю
о
ю
0 (J
н
1
-р*.
н
о
ю
ю
О
(J
Н
■
-Р*.
н
о
ю
ю
о
о
IJ1
IJ1
о
о
о
о
о
о
ю
о
00
о
00
о
ю
-р*.
ю
ю
о
OJ
о
00
ю
| ^1 | ^1 | |
| ^1 | ||
| On | 1 | -р*. |
| о | OJ | |
| ю | о |
ю
ю
о
о
о
ю
о
On
40
^1
40
1800
3600
On
7200
| 43 | 43 | 43 |
| С6 Р= | О РЭ | <Т> |
| рэ Я | рэ Я | рэ |
| Я Н | Я Н | Я |
| н д | Н Д | н |
| Д со | Д СИ | д |
| СО д | СО д | со |
| д р | Д РЭ | д |
| Р5 Л | рз &Q | рэ |
н
д
со
д
рэ
td
о
<т>
*1
о
g й о s
н 2 о н а ^
,_, Ю*
On оо
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| ТП 6/0,4 кВ КНС-1, РУ-0,4 кВ, ввод 1 КНС-1 | Кт=0,5 | А | Т-0,66 У3 | 346948 | ||||
| н н | Ктт=200/5 | B | Т-0,66 У3 | 346950 | ||||
| № 52667-13 | C | Т-0,66 У3 | 346951 | |||||
| К н | А | |||||||
| - | B | - | - | о | активная | |||
| C | реактивная | |||||||
| Счетчик | Кт=0,2Б/0,5 Ксч=1 | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 0807151047 | |||||
| № 36697-12 | ||||||||
| ТП 6/0,4 кВ «КНС-1», РУ-0,4 кВ, ввод 2 КНС-1 | Кт=0,5 | А | Т-0,66 У3 | 346952 | ||||
| н н | Ктт=200/5 | B | Т-0,66 У3 | 346953 | ||||
| № 52667-13 | C | Т-0,66 У3 | 346954 | |||||
| К н | А | |||||||
| VO | - | B | - | - | о | активная | ||
| C | реактивная | |||||||
| Счетчик | Кт=0,2Б/0,5 | |||||||
| Ксч=1 | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 0807151114 | ||||||
| № 36697-12 | ||||||||
| Номер ИК | сОБф | Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | ||
| I1(2)% £ 1 изм< I5 % | I '-Л % IA НН и з 2 Л НН 2 о % ©х | I 2 0 % IA 1 я з 2 Л 1 0 о ''ч ©х | I100 %£Iизм£I120% | ||
| 1; 2; 11; 13; 14 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | - | ±1,8 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | - | ±2,5 | ±1,4 | ±1,2 | |
| 0,8 | - | ±3,0 | ±1,7 | ±1,4 | |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 | |
| 0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | |
| 3-10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1,0 | - | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 |
| 0,9 | - | ±2,3 | ±1,3 | ±1,0 | |
| 0,8 | - | ±2,9 | ±1,6 | ±1,2 | |
| 0,7 | - | ±3,5 | ±1,9 | ±1,5 | |
| 0,5 | - | ±5,4 | ±2,9 | ±2,2 | |
| 12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1,0 | - | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 |
| 0,9 | - | ±2,3 | ±1,3 | ±1,0 | |
| 0,8 | - | ±2,9 | ±1,6 | ±1,2 | |
| 0,7 | - | ±3,5 | ±1,9 | ±1,5 | |
| 0,5 | - | ±5,4 | ±2,9 | ±2,2 | |
| 15; 16; (ТТ 0,5; Сч 0,2S) | 1,0 | - | ±1,7 | ±0,9 | ±0,6 |
| 0,9 | - | ±2,2 | ±1,1 | ±0,8 | |
| 0,8 | - | ±2,8 | ±1,4 | ±1,0 | |
| 0,7 | - | ±3,4 | ±1,7 | ±1,2 | |
| 0,5 | - | ±5,3 | ±2,6 | ±1,8 | |
| Номер ИК | сОБф | Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии | |||
| §5 %, | §20 %■, | §100 %, | |||
| I1(2)% £ 1 изм< I5 % | I5 %£I изм< 20 % | I20 %£Iизм<I100% | I100 %£Iизм£I120% | ||
| 1; 2; 13; 14 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | - | ±6,6 | ±3,6 | ±2,7 |
| 0,8 | - | ±4,6 | ±2,6 | ±2,1 | |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,2 | ±1,8 | |
| 0,5 | - | ±2,9 | ±1,8 | ±1,5 | |
| 11 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | - | ±6,5 | ±3,6 | ±2,7 |
| 0,8 | - | ±4,6 | ±2,6 | ±2,1 | |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,2 | ±1,8 | |
| 0,5 | - | ±3,0 | ±1,8 | ±1,5 | |
| 3-10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,9 | - | ±6,5 | ±3,6 | ±2,7 |
| 0,8 | - | ±4,6 | ±2,6 | ±2,1 | |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,2 | ±1,8 | |
| 0,5 | - | ±3,0 | ±1,8 | ±1,5 | |
| 12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,9 | - | ±6,5 | ±3,6 | ±2,7 |
| 0,8 | - | ±4,6 | ±2,6 | ±2,1 | |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,2 | ±1,8 | |
| 0,5 | - | ±3,0 | ±1,8 | ±1,5 | |
| Номер ИК | сОБф | Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | ||
| I1(2)% £ 1 изм< I5 % | I '-Л % 1Л НЧ и з 2 Л НЧ 2 о % ©х | I 2 0 % 1Л НЧ я з 2 Л 1 0 о ''ч ©х | I100 %£Iизм£I120% | ||
| 15; 16; (ТТ 0,5; Сч 0,5) | 0,9 | - | ±6,4 | ±3,3 | ±2,3 |
| 0,8 | - | ±4,5 | ±2,4 | ±1,8 | |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,0 | ±1,5 | |
| 0,5 | - | ±2,9 | ±1,6 | ±1,3 | |
| Номер ИК | сОБф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | ||
| I1(2)% £ I изм< 15 % | I '-Л % 1Л НЧ и з 2 Л НЧ 2 о % ©х | I 2 0 % 1Л НЧ я з 2 Л 1 0 о ''ч ©х | I100 %£Iизм£I120% | ||
| 1; 2; 11; 13; 14 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,9 | - | ±2,9 | ±2,0 | ±1,9 | |
| 0,8 | - | ±3,4 | ±2,2 | ±2,0 | |
| 0,7 | - | ±3,9 | ±2,5 | ±2,2 | |
| 0,5 | - | ±5,7 | ±3,3 | ±2,7 | |
| 3-10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1,0 | - | ±1,9 | ±1,2 | ±1,1 |
| 0,9 | - | ±2,5 | ±1,5 | ±1,3 | |
| 0,8 | - | ±3,0 | ±1,8 | ±1,5 | |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,1 | ±1,7 | |
| 0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | |
| 12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1,0 | - | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | - | ±2,4 | ±1,5 | ±1,3 | |
| 0,8 | - | ±3,0 | ±1,7 | ±1,4 | |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,1 | ±1,6 | |
| 0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | |
| 15; 16; (ТТ 0,5; Сч 0,2S) | 1,0 | - | ±1,8 | ±1,0 | ±0,8 |
| 0,9 | - | ±2,3 | ±1,3 | ±1,0 | |
| 0,8 | - | ±2,9 | ±1,6 | ±1,2 | |
| 0,7 | - | ±3,5 | ±1,8 | ±1,4 | |
| 0,5 | - | ±5,3 | ±2,7 | ±1,9 | |
| Номер ИК | сОБф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
| Зщ)0^ | §5 %, | §20 %■, | §100 %, | ||
| Ii(2)% £ I изм< I5 % | I5 %£I изм<! 20 % | I 2 0 % 1Л НЧ я з 2 Л 1 0 о ''ч ©х | I100 %£Iизм£Il20% | ||
| 1; 2; 13; 14 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | - | ±7,1 | ±4,0 | ±3,1 |
| 0,8 | - | ±5,2 | ±3,1 | ±2,5 | |
| 0,7 | - | ±4,3 | ±2,7 | ±2,3 | |
| 0,5 | - | ±3,5 | ±2,3 | ±2,1 | |
| Номер ИК | ^s9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
| §5 %, | §20 %, | §100 %, | |||
| l1(2)% £ I изм< 15 % | I5 %£I изм<1 20 % | I 2 0 % 1Л нн я з 2 Л 1 0 о ''ч ©х | I100 %£1изм£1120% | ||
| 11 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | - | ±7,3 | ±4,8 | ±4,2 |
| 0,8 | - | ±5,6 | ±4,1 | ±3,8 | |
| 0,7 | - | ±4,9 | ±3,8 | ±3,6 | |
| 0,5 | - | ±4,3 | ±3,6 | ±3,5 | |
| 3-10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,9 | - | ±7,4 | ±5,0 | ±4,5 |
| 0,8 | - | ±5,8 | ±4,4 | ±4,1 | |
| 0,7 | - | ±5,2 | ±4,1 | ±4,0 | |
| 0,5 | - | ±4,6 | ±3,9 | ±3,8 | |
| 12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,9 | - | ±7,3 | ±4,8 | ±4,2 |
| 0,8 | - | ±5,6 | ±4,1 | ±3,8 | |
| 0,7 | - | ±4,9 | ±3,8 | ±3,6 | |
| 0,5 | - | ±4,3 | ±3,6 | ±3,5 | |
| 15; 16; (ТТ 0,5; Сч 0,5) | 0,9 | - | ±7,1 | ±4,6 | ±3,9 |
| 0,8 | - | ±5,5 | ±4,0 | ±3,6 | |
| 0,7 | - | ±4,8 | ±3,7 | ±3,5 | |
| 0,5 | - | ±4,3 | ±3,6 | ±3,5 | |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (от 0,99 до 1,01) Ином; ток (от 0,05 до 1,2) 1ном, 0,5 инд. < cos9 > 0,8 емк;
- температура окружающей среды (23 ±2) °С.
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (от 0,9 до 1,1) Ином; ток (от 0,05 до 1,2) 1ном;
0,5 инд. < cos9 > 0,8 емк;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов в зависимости от вида климатического исполнения и категории размещения по ГОСТ 15150-69, для счетчиков ИК № 1, 2, 13, 14 - от минус 40 °С до плюс 55 °С, ИК № 3-12, 15, 16 -от минус 40 °С до плюс 60 °С; для УСПД ПС 110/6 кВ «Белый Ключ» - от минус 30 °С до плюс 50 °С, УСПД ПС 110/10/6 кВ «Центральная» - от минус 10 °С до плюс 50 °С;
5. Погрешность в рабочих условиях указана для 0,05 1ном, cos9 = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 °С до 35°С, на ПС 110/6 кВ «Белый ключ» - от минус 5 °С до плюс 35 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 или ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 или ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных компонентов АИИС КУЭ на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками
перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится
совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надёжности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 1983-2001, определены средний срок службы и среднее время наработки на отказ;
- счетчик электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ То, не менее 55000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв, не более 2 ч.;
- счетчик электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.02М - среднее время наработки на отказ То, не менее 140000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв, не более 2 ч.;
- счетчик электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ То, не менее 165000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв, не более 2 ч.;
- УСПД «ЭКОМ-3000» - среднее время наработки на отказ То, не менее 75000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв, не более 24 ч.;
- УСПД «ARIS MT200» - среднее время наработки на отказ То, не менее 88000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв, не более 24 ч.;
- сервер БД уровня ИВК - среднее время наработки на отказ То, не менее 103700 часов, среднее время восстановления работоспособности Тв, не более 1 ч.
Оценка надёжности АИИС КУЭ в целом, не менее:
- Кг_АИис кУЭ = 0,99 - коэффициент готовности;
- То_АИИС КУЭ = 1853,866 ч. - среднее время наработки на отказ.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, сервере ИВК;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:
- фактов параметрирования счетчиков;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции шкалы времени.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М и СЭТ-4ТМ.02 -тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет при 25°C и не менее 2 лет при 50°C;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;
- сервер ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) потребления Филиала «Ульяновский» ПАО «Т Плюс» г. Ульяновск.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) потребления Филиала «Ульяновский» ПАО «Т Плюс» г. Ульяновск
| Наименование | Количество |
| 1 | 2 |
| Трансформатор тока ТЛМ-10 | 18 шт. |
| Трансформатор тока ТПЛ-10 | 2 шт. |
| Трансформатор тока ТПОЛ-10 | 4 шт. |
| Трансформатор тока ТПЛМ-10 | 2 шт. |
| Трансформатор тока ТВЛМ-10 | 2 шт. |
| Трансформатор тока Т-0,66 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения НТМИ-10-66 | 2 шт. |
| Трансформатор напряжения НАМИТ-10 | 2 шт. |
| Трансформатор напряжения НТМИ-6-66 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения НТМИ-6 | 1 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М | 11 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.02М | 1 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.02 | 4 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 | 1 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных ARIS MT200 | 1 шт. |
| Устройство синхронизации системного времени УСВ-2 | 1 шт. |
| Сервер ИВК HP DL380 | 1 шт. |
| Инженерный пульт (ноутбук) | 1 шт. |
| ПК (комплект) «Энергосфера» | 1 шт. |
| Методика поверки | 1 шт. |
| Паспорт - Формуляр СТПА.411711.УЛ01.ФО | 1 шт. |
осуществляется по документу МП 63783-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) потребления Филиала «Ульяновский» ПАО «Т Плюс» г. Ульяновск. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 12.02.2016 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» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика
выполнения измерений без отключения цепей»;
- для счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - по методике поверки ИЛГШ.411152.087 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации, согласованной с ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ 20 июня 2000 г.;
- для счетчиков СЭТ-4ТМ.02М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- для УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- для УСПД ARIS MT200 - по документу ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 13 мая 2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01 (Госреестр СИ РФ № 27008-04), принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
- переносной компьютер с оптическим преобразователем и ПО для работы со счётчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр «CENTER» (Госреестр СИ РФ № 22129-04): диапазон измерений температуры от минус 20 до 60 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Метод измерений изложен в эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) потребления Филиала «Ульяновский» ПАО «Т Плюс» г. Ульяновск.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) потребления Филиала «Ульяновский» ПАО «Т Плюс» г. Ульяновск
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 17.09.2024 |
