Номер по Госреестру СИ: 47701-11
47701-11 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" КС-9 Тульское УМГ филиал ООО "Газпром трансгаз Москва"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" КС-9 Тульское УМГ филиал ООО "Газпром трансгаз Москва" (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ООО "Газпром энерго" КС-9 Тульское УМГ филиал ООО "Газпром трансгаз Москва", а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы используются для коммерческих расчетов.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «АльфаЦЕНТР» версии 11.02.02, в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПК «Альфа-ЦЕНТР» обеспечивают защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «АльфаЦЕНТР».
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программно-го обеспечения |
ПО «Альфа-ЦЕНТР» |
Программа -планировщик опроса и передачи данных |
Amrserver.exe |
11.02.02 |
582b756b2098a 6dabbe52eae57 e3e239 |
МР5 |
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
Amrc.exe |
b3bf6e3e5100c 068b9647d2f9b fde8dd |
МР5 | ||
Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
Amra.exe |
764bbe1ed8785 1a0154dba8844 f3bb6b |
МР5 | ||
Драйвер работы с БД |
Cdbora2.dll |
7dfc3b73d1d1f 209cc4727c965 a92f3b |
МР5 | ||
Библиотека шифрования пароля счетчиков A1700,A1140 |
encryptdll.dll |
0939ce05295fb cbbba400eeae8 d0572c |
МР5 | ||
Библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
b8c331abb5e34 444170eee9317 d635cd |
МР5 |
ПО на базе «АльфаЦЕНТР» внесено в Госреестр СИ РФ в составе комплекса измери-
тельно-вычислительного для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», № 44595-10;
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР»;
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" КС-9 Тульское УМГ филиал ООО "Газпром трансгаз Москва" типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМетод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИ-ИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" КС-9 Тульское УМГ филиал ООО "Газпром трансгаз Москва".
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" КС-9 Тульское УМГ филиал ООО "Газпром трансгаз Москва"
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия». ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" КС-9 Тульское УМГ филиал ООО "Газпром трансгаз Москва".
Поверка
Поверкаосуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" КС-9 Тульское УМГ филиал ООО "Газпром трансгаз Москва". Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июле 2011 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
-
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
- ТН - по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации» и/или по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-
- Счетчики типа СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуата-лист № 11 всего листов 12 ции ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 года;
-
- Счетчики типа СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 года;
-
- УСПД RTU-327 - по документу «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ВНИИМС в 2003 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 со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01
Изготовитель
Оренбургский филиал ООО «Газпром энерго» Юридический адрес: 117939, г. Москва, ул. Строителей, дом 8, корп. 1
Тел.: (495) 719-83-73
лист № 12 всего листов 12
Заявитель
ООО «Сервис-Метрология»
Юридический адрес: 119119, г. Москва, Ленинский пр-т, 42, 1-2-3
Почтовый адрес: 119119, г. Москва, Ленинский пр-т, 42, 25-35 Тел. (499) 755-63-32
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС») Юридический адрес: 119361, г. Москва ул. Озерная, д. 46 тел./факс: 8(495)437-55-77
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 3х-уровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (далее - ИК), информационно-вычислительного комплекса электроустановки (далее - ИВКЭ) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК) с системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). АИИС КУЭ установлена для коммерческого учета электрической энергии ООО "Газпром энерго" КС-9 Тульское УМГ филиал ООО "Газпром трансгаз Москва".
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Уровень ИК, включающий измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ-03 класса точности 0,5S в части активной электроэнергии и класса точности 1,0 в части реактивной электроэнергии и типа СЭТ-4ТМ-03М по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), и по ГОСТ Р 524252005 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
Уровень ИВКЭ - информационно-вычислительный комплекс электроустановки, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-327, устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) и автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера, программное обеспечение (далее - ПО).
Уровень ИВК - информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и ПО «АльфаЦЕНТР».
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 преобразуют 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.
лист № 2 всего листов 12
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на выходы УСПД, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, осуществляется ее хранение, накопление и передача накопленных данных на уровень ИВК через основной спутниковый канал и резервные каналы передачи данных; GSM-модем и коммутируемый модем.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.
Программное обеспечение (ПО) АИИС КУЭ на базе программного комплекса (ПК) «АльфаЦЕНТР», версия 11.02.02 функционирует на нескольких уровнях:
-
• программное обеспечение ИВКЭ;
-
• программное обеспечение ИВК.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК (сервера БД). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УССВ-35HVS, синхронизирующего собственное время по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УССВ-35HVS. Время УСПД синхронизировано с временем GPS-приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 16 мс, корректировка времени выполняется при расхождении времени более чем на ± 2 с. УСПД осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени счетчиков типа СЭТ-4ТМ-03 и СЭТ-4ТМ-03.М с временем УСПД выполняется каждые 30 мин. При сеансе связи УСПД со счетчиком, и корректировка времени осуществляется УСПД автоматически при обнаружении рассогласования времени УСПД и счетчиком более чем на ±2 с, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность системного времени не более ±5 с.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 Комплектность АИИС КУЭ ООО "Газпром энерго" КС-9 Тульское УМГ филиал ООО "Газпром трансгаз Москва"
Наименование |
Количество |
Измерительные трансформаторы тока ТОЛ-10; ТПЛ-10; ТВЛМ-10; ТПЛМ-10; ТПОЛ-10; |
24 шт. |
Измерительные трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06-6 |
6 шт. |
Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ-03.М и СЭТ-4ТМ-03 |
9 шт. |
УСПД RTU-327 |
1 шт. |
ПК «АльфаЦЕНТР»» |
1 шт. |
Методика поверки |
1 шт. |
Руководство по эксплуатации |
1 шт. |
Формуляр |
1 шт. |
Уровень ИВКЭ - информационно-вычислительный комплекс электроустановки, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-327, устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) и автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера, программное обеспечение (далее - ПО).
Уровень ИВК - информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и ПО «АльфаЦЕНТР».
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 преобразуют 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.
лист № 2 всего листов 12
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на выходы УСПД, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, осуществляется ее хранение, накопление и передача накопленных данных на уровень ИВК через основной спутниковый канал и резервные каналы передачи данных; GSM-модем и коммутируемый модем.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.
Программное обеспечение (ПО) АИИС КУЭ на базе программного комплекса (ПК) «АльфаЦЕНТР», версия 11.02.02 функционирует на нескольких уровнях:
-
• программное обеспечение ИВКЭ;
-
• программное обеспечение ИВК.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК (сервера БД). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УССВ-35HVS, синхронизирующего собственное время по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УССВ-35HVS. Время УСПД синхронизировано с временем GPS-приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 16 мс, корректировка времени выполняется при расхождении времени более чем на ± 2 с. УСПД осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени счетчиков типа СЭТ-4ТМ-03 и СЭТ-4ТМ-03.М с временем УСПД выполняется каждые 30 мин. При сеансе связи УСПД со счетчиком, и корректировка времени осуществляется УСПД автоматически при обнаружении рассогласования времени УСПД и счетчиком более чем на ±2 с, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность системного времени не более ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «АльфаЦЕНТР» версии 11.02.02, в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПК «Альфа-ЦЕНТР» обеспечивают защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «АльфаЦЕНТР».
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программно-го обеспечения |
ПО «Альфа-ЦЕНТР» |
Программа -планировщик опроса и передачи данных |
Amrserver.exe |
11.02.02 |
582b756b2098a 6dabbe52eae57 e3e239 |
МР5 |
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
Amrc.exe |
b3bf6e3e5100c 068b9647d2f9b fde8dd |
МР5 | ||
Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
Amra.exe |
764bbe1ed8785 1a0154dba8844 f3bb6b |
МР5 | ||
Драйвер работы с БД |
Cdbora2.dll |
7dfc3b73d1d1f 209cc4727c965 a92f3b |
МР5 | ||
Библиотека шифрования пароля счетчиков A1700,A1140 |
encryptdll.dll |
0939ce05295fb cbbba400eeae8 d0572c |
МР5 | ||
Библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
b8c331abb5e34 444170eee9317 d635cd |
МР5 |
ПО на базе «АльфаЦЕНТР» внесено в Госреестр СИ РФ в составе комплекса измери-
тельно-вычислительного для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», № 44595-10;
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР»;
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4
Ц/Ц q\f |
Номер точки измерений |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД | ||||
1 |
1 |
ПС 110/6 кВ № 096 КС-9, Секция I, Ячейка 47 |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 7151 Зав. № 7150 Зав. № 7193 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000/^3/100/^3 Зав. № 2369 Зав. № 2388 Зав. № 2387 |
СЭТ-4ТМ-03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0107081707 |
CI о о о £ и се СП Cl СП £ Н Р4 |
активная, реактивная |
2 |
2 |
ПС 110/6 кВ № 096 КС-9, Секция I, Ячейка 48 ШАР |
ТПЛ-10 Госреестр Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 8406 Зав. № 8389 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000/^3/100/^3 Зав. № 2369 Зав. № 2388 Зав. № 2387 |
СЭТ-4ТМ-03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 107082575 |
активная, реактивная | |
3 |
3 |
ПС 110/6 кВ № 096 КС-9, Секция I, Ячейка 78 Минерал |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 29159 Зав. № 29090 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000/^3/100/^3 Зав. № 2369 Зав. № 2388 Зав. № 2387 |
СЭТ-4ТМ-03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 107082297 |
активная, реактивная | |
4 |
4 |
ПС 110/6 кВ № 096 КС-9, Секция I, Ячейка 52 Тульские автоматы |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № б/н Зав. № б/н |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000/^3/100/^3 Зав. № 2369 Зав. № 2388 Зав. № 2387 |
СЭТ-4ТМ-03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 107082419 |
активная, реактивная | |
5 |
5 |
ПС 110/6 кВ № 096 КС-9, Секция II, Ячейка 57 |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 6976 Зав. № 6978 Зав. № 7153 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000/^3/100/^3 Зав. № 2240 Зав. № 2243 Зав. № 2235 |
СЭТ-4ТМ-03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 812104515 |
активная, реактивная | |
6 |
6 |
ПС 110/6 кВ № 096 КС-9, Секция II, Ячейка 6 Щёкинская горсеть |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 2854 Зав. № 2855 Зав. № 1560 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000/^3/100/^3 Зав. № 2240 Зав. № 2243 Зав. № 2235 |
СЭТ-4ТМ-03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 107082510 |
активная, реактивная |
лист № 5
всего листов 12
Окончание таблицы 2
Ц/Ц q\f |
Номер точки измерений |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД | ||||
7 |
7 |
ПС 110/6 кВ № 096 КС-9, Секция II, Ячейка 2 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 2866 Зав. № 2954 Зав. № 2952 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000/^3/100/^3 Зав. № 2240 Зав. № 2243 Зав. № 2235 |
СЭТ-4ТМ-03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812104852 |
CI о о о £ и се СП г< (N СП £ н Р4 |
активная, реактивная |
8 |
8 |
ПС 110/6 кВ № 096 КС-9, Секция II, Ячейка 8 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 1566 Зав. № 2212 Зав. № 2209 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000/^3/100/^3 Зав. № 2240 Зав. № 2243 Зав. № 2235 |
СЭТ-4ТМ-03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812104527 |
активная, реактивная | |
9 |
9 |
ПС 110/6 кВ № 096 КС-9, Секция I, Ячейка 40 |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 17009 Зав. № 17010 Зав. № 17011 |
ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000/^3/100/^3 Зав. № 2369 Зав. № 2388 Зав. № 2387 |
СЭТ-4ТМ-03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 812104873 |
активная, реактивная |
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества учтённой активной электрической энергии при доверительной вероятности P=0,95:
Номер ИК |
Основная погрешность ИК, ±% |
Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±% | |||||||
диапазон тока |
cos j = 1,0 |
cos j = 0,87 |
cos j = 0,8 |
cos j = 0,5 |
cos j = 1,0 |
cos j = 0,87 |
cos j = 0,8 |
cos j = 0,5 | |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1-4 |
0,051н1 £ Ii < 0,21н1 |
1,8 |
2,5 |
2,9 |
5,5 |
2,2 |
2,8 |
3,2 |
5,6 |
0,21н1 £ I1 < 1н1 |
1,2 |
1,5 |
1,7 |
3,0 |
1,6 |
1,9 |
2,1 |
3,2 | |
1н1 £ I1 £ 1,21н1 |
1,0 |
1,2 |
1,3 |
2,3 |
1,5 |
1,7 |
1,8 |
2,6 | |
5 |
0,051н1 £ I1 < 0,21н1 |
1,8 |
2,4 |
2,8 |
5,4 |
1,9 |
2,5 |
2,9 |
5,5 |
0,21н1 £ I1 < 1н1 |
1,1 |
1,4 |
1,6 |
2,9 |
1,2 |
1,5 |
1,7 |
3,0 | |
1н1 £ I1 £ 1,21н1 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,2 |
1,4 |
2,3 | |
6 |
0,021н1 £ I1 < 0,051н1 |
1,9 |
2,4 |
2,7 |
4,9 |
2,2 |
2,7 |
3,0 |
5,0 |
0,051н1 £ I1 < 0,21н1 |
1,2 |
1,5 |
1,7 |
3,1 |
1,6 |
1,9 |
2,1 |
3,4 | |
0,21н1 £ I1 < 1н1 |
1,0 |
1,2 |
1,3 |
2,3 |
1,5 |
1,7 |
1,8 |
2,6 | |
1н1 £ I1 £ 1,21н1 |
1,0 |
1,2 |
1,3 |
2,3 |
1,5 |
1,7 |
1,8 |
2,6 | |
7-9 |
0,021н1 £ I1 < 0,051н1 |
1,6 |
2,2 |
2,5 |
4,8 |
1,7 |
2,3 |
2,6 |
4,8 |
0,051н1 £ I1 < 0,21н1 |
1,1 |
1,4 |
1,6 |
3,0 |
1,2 |
1,5 |
1,7 |
3,0 | |
0,21н1 £ I1 < 1н1 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,2 |
1,4 |
2,3 | |
1н1 £ I1 £ 1,21н1 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,2 |
1,4 |
2,3 |
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества учтённой реактивной электрической энергии при доверительной вероятности P=0,95:
Номер ИК |
Основная погрешность ИК, ±% |
Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±% | |||||
диапазон тока |
cos j = 0,87 (sin j = 0,5) |
cos j = 0,8 (sin j = 0,6) |
cos j = 0,5 (sin j = 0,87) |
cos j = 0,87 (sin j = 0,5) |
cos j = 0,8 (sin j = 0,6) |
cos j = 0,5 (sin j = 0,87) | |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1-4 |
0,051н1 £ Ii < 0,21н1 |
5,8 |
4,7 |
2,9 |
6,2 |
5,1 |
3,4 |
0,21н1 £ I1 < 1н1 |
3,2 |
2,6 |
1,8 |
3,5 |
2,9 |
2,2 | |
1н1 £ I1 £ 1,21н1 |
2,5 |
2,1 |
1,5 |
2,7 |
2,4 |
2,0 | |
5 |
0,051н1 £ I1 < 0,21н1 |
5,6 |
4,4 |
2,5 |
5,7 |
4,6 |
2,8 |
0,21н1 £ I1 < 1н1 |
3,0 |
2,4 |
1,5 |
3,3 |
2,7 |
1,9 | |
1н1 £ I1 £ 1,21н1 |
2,3 |
1,9 |
1,2 |
2,6 |
2,2 |
1,7 | |
6 |
0,021н1 £ I1 < 0,051н1 |
6,0 |
4,9 |
3,2 |
7,1 |
5,9 |
4,2 |
0,051н1 £ I1 < 0,21н1 |
3,6 |
3,0 |
2,1 |
4,2 |
3,6 |
2,7 | |
0,21н1 £ I1 < 1н1 |
2,5 |
2,1 |
1,6 |
2,9 |
2,5 |
2,0 | |
1н1 £ I1 £ 1,21н1 |
2,5 |
2,1 |
1,5 |
2,7 |
2,4 |
2,0 | |
7-9 |
0,021н1 £ I1 < 0,051н1 |
5,0 |
4,0 |
2,4 |
5,1 |
4,1 |
2,7 |
0,051н1 £ I1 < 0,21н1 |
3,2 |
2,5 |
1,5 |
3,4 |
2,8 |
1,9 | |
0,21н1 £ I1 < 1н1 |
2,3 |
1,9 |
1,2 |
2,6 |
2,2 |
1,7 | |
1н1 £ I1 £ 1,21н1 |
2,3 |
1,9 |
1,2 |
2,6 |
2,2 |
1,7 |
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: диапазон напряжения (0,98 + 1,02) ином; диапазон силы тока
(1 + 1,2) 1ном, коэффициент мощности cosj (sinj) = 0,87 (0,5) инд.; ); частота (50 ± 0,15) Гц;
-
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
-
4. Рабочие условия:
для ТТ и ТН:
-
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 + 1,1) ином; диапазон силы первичного тока (0,05 (0,02) + 1,2) 1ном1; коэффициент мощности cosj (sinj) - 0,5 + 1,0(0,5 + 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;
-
- температура окружающего воздуха - от - 40 °С до + 50 °С.
Для электросчетчиков:
-
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 1,1)Um2; диапазон силы вторичного тока - (0,05 + 1,2)1н2; коэффициент мощности cosj (sinj) - 0,5 + 1,0(0,5 + 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;
-
- температура окружающего воздуха - от + 15 °С до + 30 °С;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
- параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 10) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;
-
- температура окружающего воздуха - от + 10 °С до + 35 °С.
-
- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;
-
- атмосферное давление - (100 ± 4) кПа.
-
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
-
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 5 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ООО "Газпром энерго" КС-9 Тульское УМГ филиал ООО "Газпром трансгаз Москва" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
КГ_АИИС = 0,99 - коэффициент готовности;
ТО_ИК (АИИС) = 5599 ч - среднее время наработки на отказ.
Надежность применяемых в системе компонентов:
-
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
-
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М- среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- электросчетчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
-
• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте;
-
• Стойкость к электромагнитным воздействиям;
-
• Ремонтопригодность;
-
• Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
-
• Функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;
-
• Резервирование электропитания оборудования системы.
Регистрация событий:
-
• журнал событий счетчика:
-
- параметрирование;
-
- пропадание напряжения;
-
- коррекция времени в счетчике.
-
• журнал событий ИВКЭ:
-
- параметрирование;
-
- пропадание напряжения;
-
- коррекция времени в УСПД.
-
• журнал событий ИВК:
-
- даты начала регистрации измерений;
-
- перерывы электропитания;
-
- программные и аппаратные перезапуски;
-
- установка и корректировка времени;
-
- переход на летнее/зимнее время;
-
- нарушение защиты ИВК;
-
- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответст
вующего интервала времени.
Защищенность применяемых компонентов:
-
• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчетчиков;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательных коробок;
-
- УСПД;
-
- сервера БД;
-
• защита информации на программном уровне:
-
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
-
- установка пароля на счетчик;
-
- установка пароля на промконтроллер (УСПД);
-
- установка пароля на сервер БД.
Глубина хранения информации:
-
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;
-
• ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35
лист № 10 всего листов 12 дней; при отключении питания - не менее 3 5 суток;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.