Номер по Госреестру СИ: 30908-15
30908-15 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ КС "Бубновка" с Изменением № 1
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ КС «Бубновка» с Изменением № 1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 12.1, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Волгоград» Фроловское ЛПУ МГ КС «Фролово» типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документах «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ КС «Бубновка» с Изменением № 1». Свидетельство об аттестации методики измерений № 244-01.00249-2015 от «29» мая 2015 г., «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ КС «Бубновка» с Изменением № 1 в части измерительных каналов № 27, 28», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ КС «Бубновка» с Изменением № 1
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
Поверка
Поверкаосуществляется по документу 45-30007-2015-МП «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КС «Бубновка» с Изменением № 1. Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в мае 2015 г.
Основные средства 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 по 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 без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
- счетчиков Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;
-
- УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
-
- милитесламетр портативный ТП2-2У, Рег. № 16373-08;
-
- мультиметр АРРА-109, Рег. № 20085-11;
-
- клещи токовые АТК-2001, Рег. № 43841-10;
-
- измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел», Рег. № 23070-05.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «Энергоаудитконтроль» (ООО «Инженерный центр «Энергоаудитконтроль»)ИНН 7733157421
Адрес: 123242, г. Москва, пер. Капранова, д. 3, стр. 3
Телефон: (495) 540-99-09
В части модернизации
Оренбургский филиал Общество с ограниченной ответственностью «Газпром энерго » (Оренбургский филиал ООО «Газпром энерго»)
ИНН 7736186950
Юридический адрес: 460021, г. Оренбург, ул. 60 лет Октября, д. 11
Адрес: 460027, г. Оренбург, ул. Донгузская, д. 26, 5 этаж
Телефон: (3532) 687-126
Факс: (3532) 687-127
E-mail: info@of.energo.gazprom.ru
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Сибирский государственный ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский институт метрологи» (ФГУП «СНИИМ»)
Адрес: 630004, г. НовосибирскЮ проспект Димитрова, д. 4
Телефон: (383) 210-08-14
Факс: (383) 210-1360
E-mail: director@sniim.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
-
- измерение 30- минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
-
- периодический и по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
-
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных;
-
- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
-
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны серверов организаций- участников оптового рынка электроэнергии;
-
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т. п.);
-
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
-
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
- измерение времени.
АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.
-
2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени (далее -УССВ) УССВ-16HVS.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО).
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Принцип действия АИИС КУЭ основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием электромагнитных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), измерении и интегрировании мгновенной мощности с использованием счетчиков электрической энергии, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.
Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии в течение интервала времени 30 минут. По окончании этого интервала времени накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в шкале координированного времени UTC(SU).
УСПД в составе ИВКЭ осуществляет:
- один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов измерений;
- обработку, заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины;
- хранение результатов измерений в базе данных;
- передачу результатов измерений в ИВК.
В ИВК осуществляется:
- сбор данных с уровня ИВКЭ;
- хранение полученных в результате обработки приращений электроэнергии в базе данных;
- визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;
- передачу результатов измерений сторонним субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, 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, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
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 АО «АТС» и всем заинтересованным субъектам осуществляется по сети Интернет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP в формате XML с возможностью использования электронно-цифровой подписи через АРМ АО «Межрегионэнергосбыт» и ООО «Газпром энерго».
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена yCCB-16HVS, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УССВ не более ±1 с. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ±2 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени приемника не более ±1 с. Часы счетчиков
синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД и УСПД 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 АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
25433-11 |
72 |
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
25433-08 |
2 |
Трансформатор тока |
ТЛП-10 |
30709-11 |
6 |
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
2473-05 |
2 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-ЭК-10 |
47583-11 |
78 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95 |
20186-05 |
2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
Альфа А1800 |
31857-11 |
28 |
Устройство сбора и передачи данных |
RPU-325 |
37288-08 |
1 |
У стройство синхронизации времени |
УССВ-16HVS |
- |
1 |
Программное обеспечение |
«Альф аЦЕНТР» |
- |
1 |
Методика поверки |
45-30007-2015-МП |
- |
1 |
Формуляр |
4005/5-КС28-АИИС КУЭ.ФО |
- |
1 |
2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени (далее -УССВ) УССВ-16HVS.
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО).
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Принцип действия АИИС КУЭ основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием электромагнитных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), измерении и интегрировании мгновенной мощности с использованием счетчиков электрической энергии, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.
Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии в течение интервала времени 30 минут. По окончании этого интервала времени накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в шкале координированного времени UTC(SU).
УСПД в составе ИВКЭ осуществляет:
- один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов измерений;
- обработку, заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины;
- хранение результатов измерений в базе данных;
- передачу результатов измерений в ИВК.
В ИВК осуществляется:
- сбор данных с уровня ИВКЭ;
- хранение полученных в результате обработки приращений электроэнергии в базе данных;
- визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;
- передачу результатов измерений сторонним субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, 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, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
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 АО «АТС» и всем заинтересованным субъектам осуществляется по сети Интернет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP в формате XML с возможностью использования электронно-цифровой подписи через АРМ АО «Межрегионэнергосбыт» и ООО «Газпром энерго».
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена yCCB-16HVS, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УССВ не более ±1 с. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ±2 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени приемника не более ±1 с. Часы счетчиков
синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД и УСПД 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 обеспечениеВ АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 12.1, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии | |||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
1 |
ПС 110/10 кВ "Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.5 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 30/5 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная | |
2 |
ПС 110/10 кВ "Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.7 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 100/5 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная | |
3 |
ПС 110/10 кВ "Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.9 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 100/5 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
RTU-325 |
активная реактивная |
4 |
ПС 110/10 кВ "Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.11 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 30/5 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная | |
5 |
ПС 110/10 кВ "Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.13 |
ТЛП-10 Кл. т. 0,2S 500/5 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
A1802RLV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная | |
6 |
ПС 110/10 кВ "Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.15 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 50/5 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
7 |
ПС 110/10 кВ "Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.17 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 100/5 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная | |
8 |
ПС 110/10 кВ "Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.19 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 50/5 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная | |
9 |
ПС 110/10 кВ "Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.21 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 30/5 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
A1802RLV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная | |
10 |
ПС 110/10 кВ "Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.23 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 200/5 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
RTU-325 |
активная реактивная |
11 |
ПС 110/10 кВ "Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.25 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 100/5 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная | |
12 |
ПС 110/10 кВ "Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.27 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 100/5 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная | |
13 |
ПС 110/10 кВ "Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.31 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 30/5 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
A1802RLV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
14 |
ПС 110/10 кВ "Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.6 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 30/5 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная | |
15 |
ПС 110/10 кВ "Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.8 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 100/5 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная | |
16 |
ПС 110/10 кВ "Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.10 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 100/5 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная | |
17 |
ПС 110/10 кВ "Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.12 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 30/5 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
RTU-325 |
активная реактивная |
18 |
ПС 110/10 кВ "Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.14 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 50/5 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная | |
19 |
ПС 110/10 кВ "Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.16 |
ТЛП-10 Кл. т. 0,2S 500/5 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
A1802RLV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная | |
20 |
ПС 110/10 кВ "Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.18 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 100/5 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
ПС 110/10 кВ |
ТЛО-10 |
ЗНОЛ-ЭК-10 |
A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная | ||
21 |
"Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.20 |
Кл. т. 0,2S 50/5 |
Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
реактивная | ||
ПС 110/10 кВ |
ТЛО-10 |
ЗНОЛ-ЭК-10 |
A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная | ||
22 |
"Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.22 |
Кл. т. 0,2S 200/5 |
Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
реактивная | ||
ПС 110/10 кВ |
ТЛО-10 |
ЗНОЛ-ЭК-10 |
A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная | ||
23 |
"Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.24 |
Кл. т. 0,2S 30/5 |
Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
реактивная | ||
ПС 110/10 кВ |
ТЛО-10 |
ЗНОЛ-ЭК-10 |
A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная | ||
24 |
"Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.26 |
Кл. т. 0,2S 100/5 |
Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
реактивная | ||
ПС 110/10 кВ |
ТЛО-10 |
ЗНОЛ-ЭК-10 |
A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная | ||
25 |
"Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.28 |
Кл. т. 0,2S 100/5 |
Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
реактивная | ||
ПС 110/10 кВ |
ТЛО-10 |
ЗНОЛ-ЭК-10 |
A1802RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная | ||
26 |
"Бубновская", ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.32 |
Кл. т. 0,2S 30/5 |
Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 |
RTU-325 |
реактивная | |
ПС 110/10 кВ |
ТЛО-10 |
НАМИ-10-95 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная | ||
27 |
"Бубновская", КРУН-10 |
Кл. т. 0,5 |
Кл. т. 0,5 | |||
кВ, 2СШ 10 кВ, яч.7 |
15/1 |
10000/100 |
реактивная | |||
ПС 110/10 кВ |
ТЛМ-10 |
НАМИ-10-95 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 |
активная | ||
28 |
"Бубновская", КРУН-10 |
Кл. т. 0,5S |
Кл. т. 0,5 | |||
кВ, 1СШ 10 кВ, яч.16 |
50/5 |
10000/100 |
реактивная |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ ±5с
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. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд, I = 0,02(0,05)1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 28 от 0 до плюс 40 °C.
-
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД и устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденного типа. Замена оформляется в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (5w„a) электрической энергии, границы допускаемой погрешности ИК при измерении активной (5wa) и реактивной (5wp) электрической энергии в рабочих условиях применения
Номер ИК |
I, % от 1ном |
Коэффициент мощности |
5woA, % |
5wa, % |
6wP, % |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 - 26 |
2 |
0,5 |
±2,1 |
±2,2 |
±2,1 |
2 |
0,8 |
±1,3 |
±1,5 |
±2,5 | |
2 |
0,865 |
±1,3 |
±1,4 |
±2,7 | |
2 |
1 |
±1,0 |
±1,3 |
- | |
5 |
0,5 |
±1,7 |
±1,8 |
±2,0 | |
5 |
0,8 |
±1,1 |
±1,3 |
±2,2 | |
5 |
0,865 |
±1,0 |
±1,2 |
±2,4 | |
5 |
1 |
±0,8 |
±0,9 |
- | |
20 |
0,5 |
±1,5 |
±1,7 |
±1,8 | |
20 |
0,8 |
±0,9 |
±1,2 |
±2,0 | |
20 |
0,865 |
±0,8 |
±1,1 |
±2,1 | |
20 |
1 |
±0,7 |
±0,9 |
- | |
100, 120 |
0,5 |
±1,5 |
±1,7 |
±1,8 | |
100, 120 |
0,8 |
±0,9 |
±1,2 |
±2,0 | |
100, 120 |
0,865 |
±0,8 |
±1,1 |
±2,1 | |
100, 120 |
1 |
±0,7 |
±0,9 |
- | |
27 |
5 |
0,5 |
±5,4 |
±5,5 |
±2,9 |
5 |
0,8 |
±2,8 |
±2,9 |
±4,7 | |
5 |
0,865 |
±2,4 |
±2,5 |
±5,9 | |
5 |
1 |
±1,8 |
±1,9 |
- | |
20 |
0,5 |
±2,9 |
±3,0 |
±2,1 | |
20 |
0,8 |
±1,6 |
±1,7 |
±2,9 | |
20 |
0,865 |
±1,4 |
±1,5 |
±3,5 | |
20 |
1 |
±1,1 |
±1,2 |
- | |
100, 120 |
0,5 |
±2,2 |
±2,3 |
±1,9 | |
100, 120 |
0,8 |
±1,2 |
±1,4 |
±2,5 | |
100, 120 |
0,865 |
±1,1 |
±1,3 |
±2,9 | |
100, 120 |
1 |
±0,9 |
±1,1 |
- |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
28 |
2 |
0,5 |
±4,8 |
±4,9 |
±2,8 |
2 |
0,8 |
±2,5 |
±2,6 |
±4,3 | |
2 |
0,865 |
±2,2 |
±2,3 |
±5,3 | |
2 |
1 |
±1,6 |
±1,7 |
- | |
5 |
0,5 |
±3,0 |
±3,1 |
±2,1 | |
5 |
0,8 |
±1,6 |
±1,7 |
±3,0 | |
5 |
0,865 |
±1,4 |
±1,5 |
±3,6 | |
5 |
1 |
±1,1 |
±1,2 |
- | |
20 |
0,5 |
±2,2 |
±2,3 |
±1,9 | |
20 |
0,8 |
±1,2 |
±1,4 |
±2,5 | |
20 |
0,865 |
±1,1 |
±1,3 |
±2,9 | |
20 |
1 |
±0,9 |
±1,1 |
- | |
100, 120 |
0,5 |
±2,2 |
±2,3 |
±1,9 | |
100, 120 |
0,8 |
±1,2 |
±1,4 |
±2,5 | |
100, 120 |
0,865 |
±1,1 |
±1,3 |
±2,9 | |
100, 120 |
1 |
±0,9 |
±1,1 |
- |
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество измерительных каналов |
28 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cosj |
0,9 |
- температура окружающей среды, оС |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС |
от -40 до +40 |
- температура окружающей среды в месте расположения | |
о электросчетчиков, С: |
от -40 до +65 |
- температура окружающей среды в месте расположения | |
сервера, оС |
от +10 до +30 |
1 |
2 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
Электросчетчики: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
для электросчетчика A1802RL-P4GB-DW-4 |
120000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСПД: | |
- среднее время наработки на отказ не менее, ч | |
для УСПД RrU-325 |
100000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Сервер: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации | |
Электросчетчики: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
направлениях, сутки, не менее |
114 |
- при отключении питания, лет, не менее |
45 |
УСПД: | |
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | |
месяц по каждому каналу, суток, не менее |
45 |
- сохранение информации при отключении питания, лет, | |
не менее |
10 |
Сервер: | |
- хранение результатов измерений и информации состояний | |
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счётчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике;
-
- журнал УСПД:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
-
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчётчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- УСПД;
-
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера .
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках ( функция автоматизирована);
- УСПД ( функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений ( функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин ( функция автоматизирована).