• Главная
  • Госреестр средств измерений
  • Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Туапсе (АИИС КУЭ ОАО "НЭСК" для ГТП "Туапсе")

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Туапсе (АИИС КУЭ ОАО "НЭСК" для ГТП "Туапсе") Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Туапсе (АИИС КУЭ ОАО "НЭСК" для ГТП "Туапсе") Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 60809-15 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 20-01. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" (НЭСК), г.Краснодар.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Туапсе (АИИС КУЭ ОАО "НЭСК" для ГТП "Туапсе") Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Туапсе (АИИС КУЭ ОАО "НЭСК" для ГТП "Туапсе") Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
60809-15
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Туапсе (АИИС КУЭ ОАО "НЭСК" для ГТП "Туапсе")
Обозначение типаНет данных
ПроизводительОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" (НЭСК), г.Краснодар
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 20-01
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Туапсе (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Туапсе») (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений. АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни: 1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 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.№ 01487, Зав.№ 01579, Зав.№ 01607) (далее – контроллер СИКОН С70), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав.№ 690, Зав.№ 677, Зав.№ 1580), 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 «Туапсе» и ЦСОД ОАО «НЭСК». ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Туапсе» включает в себя сервер опроса ИВКЭ и баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 737), 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 ИК № 1-12, 16, 17 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы контроллеров СИКОН С70: ИК № 1-3 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01487), для ИК № 4-12 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01579), для ИК № 16, 17 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01607), 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 ТСС-100I, после чего сигнал передаётся на GSM-модем, далее по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Туапсе», 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 «Туапсе», 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 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 проверки 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» и сервер, установленный ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Туапсе», периодически сравнивают свое системное время со временем в соответствующих 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 соответствующих УСВ-1, сличение ежеминутное, погрешность синхронизации не более (0,1 с. Сравнение показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК № 13-15, 18-21) 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 № 13-15, 18-21) ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Передача информации от ИВК до счетчиков электрической энергии и от контроллеров СИКОН С70 до счетчиков 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 и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000». Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование ПОCalcClients.dllCalcLeakage.dllCalcLosses.dllMetrology.dllParseBin.dllParseIEC.dllParseModbus.dllParsePiramida.dllSynchroNSI.dllVerifyTime.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПОe55712d0b1b219065d63da949114dae4b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132fd79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c836f557f885b737261328cd77805bd1ba748e73a9283d1e66494521f63d00b0d9fc391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca091ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС». Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения. Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых 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.
Метрологические и технические характеристикиСостав 1-го, 2-го и 3-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2. Таблица 2 - Состав 1-го, 2-го и 3-го уровней ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИКНомер точки измерений на однолинейной схемеНаименование объекта Измерительные компонентыВид электроэнергии Метрологические характеристики ИК
12345678910
1ПС 110/10 кВ «Новомихайловская», РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. "Нм-1"ТПЛ-10-М-1 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 11502 Зав. № 11501НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 3601СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0803147044СИКОН С70 Зав. № 01487Активная Реактивная±1,3 ±2,5±3,6 ±6,0
2ПС 110/10 кВ «Новомихайловская», РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. "Нм-11"ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 41907 Зав. № 21160
3ПС 110/10 кВ «Новомихайловская», РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. "Нм-8"ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 16944 Зав. № 15876ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 7294 Зав. № 7532 Зав. № 7529СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812136673
4ПС 110/6 кВ «Туапсе-Городская», РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч "ТГ-2"ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 50506 Зав. № 83364НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1675СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0803147155СИКОН С70 Зав. № 01579Активная Реактивная±1,3 ±2,5±3,5 ±6,0
5ПС 110/6 кВ «Туапсе-Городская», РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч "ТГ-6"ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 03015 Зав. № 03002
6ПС 110/6 кВ «Туапсе-Городская», РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч "ТГ-16"ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 60915 Зав. № 58586
7ПС 110/6 кВ «Туапсе-Городская», РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч "ТГ-18"ТЛМ-10-2 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 7933 Зав. № 9920
Продолжение таблицы 2
12345678910
8ПС 110/6 кВ «Туапсе-Городская», РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч "ТГ-22"ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 21161 Зав. № 21271НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1675СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812136320СИКОН С70 Зав. № 01579Активная Реактивная±1,3 ±2,5±3,5 ±6,0
9ПС 110/6 кВ «Туапсе-Городская», РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч "ТГ-1"ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 42446 Зав. № 43079НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 629СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812136100
10ПС 110/6 кВ «Туапсе-Городская», РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч "ТГ-9"ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 30271 Зав. № 30476
11ПС 110/6 кВ «Туапсе-Городская», РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч "ТГ-19"ТВК-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 07393 Зав. № 06502
29ПС 110/6 кВ «Туапсе-Городская», РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. "ТГ-13"ТОЛ-10 УТ2.1 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 60920 Зав. № 60021
13ПС 110/10/6кВ «Туапсе-Тяговая» , РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч. "ТТ-16"ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 40870 Зав. № 52507НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 5540СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0805122250HP DL360е Gen8 Зав. № CZJ42805P8Активная Реактивная±1,3 ±2,5±3,5 ±6,0
14ПС 110/10/6кВ «Туапсе-Тяговая» , РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч. "ТТ-17"ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 52523 Зав. № 52533
17ТП-21 6/0,4 кВ, РУ-6 кВТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 23762 Зав. № 18934НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2096СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0108071955
19ПС 110/10 кВ "Небуг", РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. "7"ТВК-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 2475 Зав. № 2476НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 714СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0110063141СИКОН С70 Зав. № 01607Активная Реактивная±1,3 ±2,5±3,5 ±5,8
20ПС 110/10 кВ "Небуг", РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. "18"ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 16104 Зав. № 16217 Зав. № 16218ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 01390-10 Зав. № 01391-10 Зав. № 01387-10СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0812136306СИКОН С70 Зав. № 01607Активная Реактивная±1,3 ±2,5±3,5 ±6,0
21ТПн-178 10/0,4 кВ, Т-1, РУ-0,4 кВТ-0,66 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 01009876 Зав. № 01009878 Зав. № 01009877—СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0101073155HP DL360е Gen8 Зав. № CZJ42805P8Активная Реактивная±1,0 ±2,1±3,4 ±5,7
22ТПн-178 10/0,4 кВ, Т-2, РУ-0,4 кВТ-0,66 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 05061042 Зав. № 05061043 Зав. № 05061044—СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0101072622
23ТПн-171 10/0,4 кВ, Т-1, РУ-0,4 кВТШП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 05063970 Зав. № 05063971 Зав. № 05063972—СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0110068102
24ТПн-171 10/0,4 кВ, Т-2, РУ-0,4 кВТШП-0,66 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 35988 Зав. № 35969 Зав. № 29343—СЭТ-4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № 0105060031
Примечания: Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО. Нормальные условия эксплуатации: параметры сети: напряжение (0,99 – 1,01) Uн; ток (1,0 – 1,2) Iн; cos( = 0,9инд.; частота (50 ± 0,2) Гц; температура окружающей среды: (23±2) °С. 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 cosφ (sinφ) 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 плюс 25 °С; атмосферное давление от 84,0 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 cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0 (0,5 – 0,87); частота – (50 ± 0,2) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл; температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 60°С; относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С; атмосферное давление от 84,0 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 до 106,7 кПа. Погрешность в рабочих условиях указана для 2(5)% Iном cos( = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10°С до плюс 35°С. 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, УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. 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 менееТ = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч; электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менееТ = 165 000 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; 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, параметрировании: электросчетчика; контроллера СИКОН С70; сервера. Возможность коррекции времени в: электросчетчиках (функция автоматизирована); контроллерах СИКОН С70 (функция автоматизирована); ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений; 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).
КомплектностьВ комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТип№ ГосреестраКоличество
Трансформаторы токаТПЛ-10-М22192-032
Трансформаторы тока проходные с литой изоляциейТПЛ-101276-598
Трансформаторы тока измерительныеТВЛМ-101856-638
Трансформаторы токаТПЛМ-102363-686
Трансформаторы токаТЛМ-102473-692
Трансформаторы тока ТВК45370-104
Трансформаторы токаТОЛ-10 УТ26009-772
Трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-1032139-063
Трансформаторы токаТ-0,6629482-076
Трансформаторы токаТШП-0,66 У344142-113
Трансформаторы тока шинныеТШП-0,6615173-013
Трансформаторы напряженияНТМИ-10-66831-692
Трансформаторы напряжения измерительныеЗНОЛ.063344-043
Трансформаторы напряженияНТМИ-6831-532
Трансформаторы напряженияНТМИ-6-662611-701
Трансформаторы напряженияНТМИ-10831-531
Трансформаторы напряженияЗНОЛ-СЭЩ-1035956-073
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М36697-0815
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ 4ТМ.0327524-046
Контроллеры сетевые индустриальныеСИКОН С7028822-053
Устройство синхронизации времениУСВ-128716-055
Методика поверки——1
Формуляр——1
Руководство по эксплуатации——1
Поверкаосуществляется по документу МП 60809-15 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Туапсе (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Туапсе»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2015 г. Перечень основных средств поверки: трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»; трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»; по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»; по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»; счетчиков СЭТ-4ТM.03 – в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «10» сентября 2004 г.; 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, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.; контроллеров СИКОН С70 – по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 году; УСВ-1 – в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 г.; радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04; переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01; термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
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 Туапсе (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Туапсе») 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.
ЗаявительОткрытое акционерное общество «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» (ОАО «НЭСК») Юридический адрес: 350049, г. Краснодар, ул. Северная, 247
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС») Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46 Тел/факс: (495)437-55-77 / 437-56-66 E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.