Номер по Госреестру СИ: 36775-08
36775-08 Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Горэлектросеть" г.Ессентуки
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки (в дальнейшем - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также автоматизированного сбора, хранения, обработки и отражения полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки
Сведения о методиках измерений
Нормативные и технические документы
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 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».
ГОСТ 30206-94 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (класс точности 0,2 S и 0,5 S)».
ГОСТ 30207-94 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (класс точности 1 и 2)».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 34.601-90. «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
Техническая документация на систему автоматизированную информационноизмерительную для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки.
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «Методика поверки измерительных каналов системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии (АНИС КУЭ) ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки, согласованной с ФГУ «Ростовский ЦСМ» в октябре 2007 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
-
- средства поверки счетчиков электрической энергии в соответствии с методикой
поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 на счетчики электрической энергии многофункциональные типа СЭТ-4ТМ.03;
-
- средства поверки счетчиков электрической энергии в соответствии с методикой
поверки на счетчики электрической энергии многофункциональные типа EA02RL-Р2В-4;
-средства поверки в соответствии с методикой поверки на комплекс устройств сбора и передачи данных «Телеучет-К1»;
-
- средства поверки в соответствии с методикой поверки на устройство синхронизации системного времени «УСВ-1»;
-
- средства измерений в соответствии с утвержденным документом Методика
выполнения измерений электроэнергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы (АИИС КУЭ) ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки;
-
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь УСО-2 для работы со
счетчиками СЭТ-4ТМ.03 и оптический преобразователь АЕ1 для работы со счетчиками EA02RL-P2B-4;
системы;
Межповерочный интервал - 4 года.
Изготовитель
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин); хранение данных об измеренных величинах в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача в заинтересованные организации результатов измерений; предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений со стороны сервера заинтересованной организации к информационновычислительному комплексу (далее - ИВК), устройству сбора и передачи данных (далее - УСПД);
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ; ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень (ИИК) - трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,2, 0,5 по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03.01 класса точности 0,2S, 0,5S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии и 0,5 и 1,0 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, а также счетчики EA02RL-P2B-4 класса точности 0,2S по ГОСТ 30206-94 для активной электроэнергии и 0,5 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии установленные на объектах, указанных в таблице 1 (21 точка измерения).
-
2- й уровень (ИВКЭ) - комплекс устройств сбора и передачи данных (УСПД) типа «Телеучет-К1».
-
3- й уровень (ИВК) - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, основной и резервный сервера баз данных ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и соответствующее программное обеспечение (ПО).
Принцип работы АИИС КУЭ заключается в следующем.
Данные от первичных преобразователей электроэнергии (трансформаторов тока и напряжения) попадают на счетчики электрической энергии.
Счетчики электрической энергии - измерительные приборы, построенные по принципу цифровой обработки аналоговых сигналов. Управление процессом измерения и всеми функциональными узлами счетчика осуществляется высокопроизводительным микроконтроллером (МК), который реализует алгоритмы в соответствии со специализированной программой, заложенной в его внутреннюю память программ. Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального, шестнадцатиразрядного аналого-цифрового преобразователя (АЦП). Управление узлами производится через аппаратно-программные интерфейсы, реализованные на портах ввода/вывода МК. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока активной и полной мощности.
На подстанциях "Ессентуки-2", "Тяговая-308", "Белый уголь" и "Ясная поляна-1" в качестве расчетного прибора учета используется счетчик электрической энергии типа "EA02RL-P2B-4". Для организации передачи данных от счетчиков, используется двухпроводная физическая линия (локальная сеть, организованная на шине с интерфейсом RS-485). Сбор данных от счетчиков на подстанциях осуществляют УСПД. "Телеучет-КГ. С УСПД данные поступают на сервер ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки по сотовому каналу связи, стандарта GSM, посредством модемов «Siemens МС-35» и "Tess МТ-02-232".
Сбор информации от УСПД осуществляется по каналам связи сервером баз данных ИВК. Управление сбором данных осуществляется при помощи программного обеспечения, которое функционирует на сервере ИВК.
На подстанциях "Юлия" и "Ессентуки-2 Ф-153" в качестве расчетного прибора учета используется счетчик электрической энергии типа "СЭТ-4ТМ.03" и "СЭТ-4ТМ.03.01" соответственно. Для организации передачи данных от счетчиков, применяются GSM-терминалы "Tess МТ-02-232", используется коммутируемый телефонный канал существующей сети сотовой связи стандарта GSM. Сбор данных от счетчиков на подстанциях осуществляет сервер ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки (ИВК).
В сервере ИВК осуществляется хранение, обработка и предоставление на АРМы по локальной сети предприятия собранной информация, а также дальнейшей ретрансляцией по существующим каналам связи в заинтересованные организации.
Система обеспечения единого времени выполняет функцию синхронизации хода внутренних часов элементов системы на всех уровнях АИИС КУЭ, с обеспечением перехода на "Зимнее" и "Летнее" время и работает по часовому поясу г. Москва. Данная функция является централизованной. Корректировка времени на уровнях ИВК, ИВКЭ, ИИК АИИС КУЭ осуществляется последовательно, начиная с верхних уровней.
На уровне ИВК ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки установлено устройство синхронизации времени на базе GPS-приёмника "УСВ-1". Настройка системного времени сервера баз данных ИВК ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки выполняется непосредственно от GPS-приёмника с помощью программного обеспечения входящего в его комплект поставки, не реже одного раза в сутки.
Корректировка хода внутренних часов УСПД (ИВКЭ) на подстанциях осуществляется во время сеансов связи от сервера. Синхронизация времени в УСПД является функцией программного модуля - компонента внутреннего ПО УСПД. Ход внутренних часов счетчиков электрической энергии (ИИК) синхронизируется со временем в УСПД не реже 1 раза в сутки. Коррекция выполняется принудительно со стороны УСПД, и реализуется программным модулем заводского ПО. Все действия по синхронизации хода внутренних часов отображаются и записываются в журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней.
Ход внутренних часов счетчиков на ПС без УСПД (ПС «Юлия», ПС «ТП-165») корректируются непосредственно от сервера.
Корректировка времени в момент синхронизации осуществляется сервером АИИС КУЭ автоматически при обнаружении рассогласования времени "УСВ-1" и сервера АИИС КУЭ более чем на ± 1 с.
Разность показаний часов всех компонентов системы составляет не более ± 5 с.
Комплектность АИИС КУЭ определена в проектной документацией на систему и приведена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
№ |
Наименование |
Номер в Г осреестре средств измерений |
Примечание |
Основные технические компоненты | |||
1 |
Технические средства учета электрической энергии и мощности | ||
1.1 |
Измерительные трансформаторы тока ТФЗМ-35А |
Г.р. № 26417-04 |
Классы точности 0,5 (2 шт.) |
1.2 |
Измерительные трансформаторы тока ТПЛ-10 |
Г.р. № 1276-59 |
Классы точности 0,5 (9 шт.) |
1.3 |
Измерительные трансформаторы тока ТПЛМ-10 |
Г.р. № 2363-68 |
Классы точности 0,5 (3 шт.) |
1.4 |
Измерительные трансформаторы тока ТВЛМ-10 |
Г.р. № 1856-63 |
Классы точности 0,5 (14 шт.) |
1.5 |
Измерительные трансформаторы тока ТВК-10 |
Г.р. № 8913-82 |
Классы точности 0,5 (4 шт.) |
1.6 |
Измерительные трансформаторы тока ТЛМ-10 |
Г.р. № 2473-00 |
Классы точности 0,5 (8 шт.) |
1.7 |
Измерительные трансформаторы тока ТОЛ-Ю |
Г.р. № 6009-77 |
Классы точности 0,5 (2 шт.) |
1.8 |
Измерительные трансформаторы напряжения 3HOM-35-65 |
Г.р. №912-70 |
Классы точности 1,0 (3 шт.) |
1.9 |
Измерительные трансформаторы напряжения НТМИ-10 |
Г.р. № 831-53 |
Классы точности 0,5 (6 шт.) |
1.10 |
Измерительные трансформаторы напряжения НАМИ-10 |
Г.р. № 11094-87 |
Классы точности 0,2 (1 шт.) |
№ |
Наименование |
Номер в Госреестре средств измерений |
Примечание |
1.11 |
Счетчики СЭТ-4ТМ.03.01 для учёта активной и реактивной энергии |
Г.р. № 27524-04 |
Класс точности 0,5S по ГОСТ 30206-94 и 1,0 по ГОСТ 26035-83 (1 шт.) |
1.12 |
Счетчики СЭТ-4ТМ.03 для учёта активной и реактивной энергии |
Г.р. № 27524-04 |
Класс точности 0,2S по ГОСТ 30206-94 и 1,0 по ГОСТ 26035-83 (1 шт.) |
1.13 |
Счетчики EA02RL-P2B-4 для учёта активной и реактивной энергии |
Г.р. № 16666-97 |
Класс точности 0,2S по ГОСТ 30206-94, ГОСТ 30207-94 и 0,5 по ГОСТ 25035-83 (19 шт.) |
1.14 |
Комплекс устройств сбора и передачи данных «Телеучет-К1» |
Г.р. № 29337-05 |
Обеспечивает сбор измерительной информации от счетчиков (4 шт.) |
1.15 |
Устройство синхронизации времени УСВ-1 |
Г.р. №28716-05 |
синхронизация текущих значений времени по сигналам GPS-приемника |
2 |
Средства вычислительной техники и связи | ||
2.1 |
GSM-модем "Tess МТ-02-232" |
2 шт. | |
2.2 |
GSM-модем "Siemens МС-35" |
5 шт. | |
2.3 |
Факс-модем ZyXEL-U336S |
1 шт. | |
2.2 |
Источник бесперебойного питания АРС UPS Smart 1500 VA |
1 шт. | |
2.3 |
Сервер "HP Proliant ML350" |
2 шт. | |
2.4 |
Коммутатор ЛВС 3 COM |
1 шт. | |
2.5 |
Аккумуляторная батарея CSD 12V |
4 шт. | |
Программные компоненты | |||
3 |
Программное обеспечение, установленное на компьютере типа IBM PC |
ПО Microsoft Windows ХР Pro ПО Microsoft MS SQL Server 2005 ПО «АСКУЭ PH» ПО «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» для СЭТ-4ТМ.03; ПО «AlphaPlus W» для EA02RL-P2B-4; ПО «Параметризатор» |
№ |
Наименование |
Номер в Г осреестре средств измерений |
Примечание |
4 Эксплуатационная документация | |||
4.1 |
Руководство пользователя АИИС КУЭ ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки. г. ьссентуки. РКПН.422231.091.00.ФО |
1 экз. | |
4.3 |
Технологическая инструкция АИИС КУЭ ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки. РКПН.422231.091.00.И2 |
1 экз. | |
4.4 |
Инструкция по формированию и ведению базы данных АИИС КУЭ ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки. РКПН.422231.091.00.И4 |
1 экз. | |
4.5 |
Инструкция по эксплуатации АИИС КУЭ ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки. РКПН.422231.091.00.ИЭ |
1 экз. | |
4.6 |
Методика поверки измерительных каналов системы автоматизирован-ной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки. РКПН.422231.091.00.МП |
1 экз. | |
4.7 |
Техническая документация на комплектующие изделия |
1 комплект |
Состав измерительных каналов приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Состав измерительных каналов
Канал измерений |
Средство измерений |
Z X |
Наименование измеряемой величины | |||||
Номер ИК, код точки измерений |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, кл. точн., коэффициент трансформации №Госреестра СИ или свидетельства о поверке |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
УСПД |
- | |||||||
1 |
ПС «Юлия» опора №18 |
тт |
КТ 0,5 Ктт= 100/5 №3690-73 |
А В С |
ТФЗМ-35А |
35954 |
о о о |
Ток первичный (h) |
- | ||||||||
35948 | ||||||||
TH |
КТ 0,5 Ктн=35000/100 №912-70 |
А В С |
3HOM-35-65 |
1309041 |
Напряжение первичное (Ui) | |||
1230485 | ||||||||
1308906 | ||||||||
S ЗГ К Ф Т О |
KT 0,2S (А) КТ 0,5 (R) №27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 |
0108070387 |
Ток вторичный (12), напряжение вторичное (U2), календарное время, энергия активная, энергия реактивная, мощность активная, мощность реактивная коэффициент мощности, частота | ||||
с о |
ЛАМТ.411159.001 ПС |
"Телеучет-КГ |
000006 |
Энергия активная, энергия реактивная, календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность | ||||
2 |
КЛ-10 кВ ПС «Ясная поляна-1» Ф-202 |
тт |
КТ 0,5 Ктт=200/5 №1276-59 |
А В С |
ТПЛ-10 |
67547 |
о о о |
Ток первичный (И) |
- | ||||||||
3416 | ||||||||
TH |
КТ 0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-10 |
7596 |
Напряжение первичное (Ui) | |||
S 7 н ф 7 О |
КТ 0,2S (А) КТ 0,5 (R) №16666-97 |
EA02RL-P2B-4 |
01043594 |
Ток вторичный (12), напряжение вторичное (U2), календарное время, энергия активная, энергия реактивная, мощность активная, мощность реактивная коэффициент мощности, частота | ||||
3 |
КЛ-10 кВ ПС «Ясная поляна-1» Ф-201 |
тт |
КТ 0,5 Ктт= 150/5 №1276-59 |
А В С |
ТПЛ-10 |
17264 |
о о о со |
Ток первичный (И) |
- | ||||||||
14516 | ||||||||
TH |
КТ 0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-10 |
7971 |
Напряжение первичное (Ui) |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
Счетчик |
КТ 0,2S (А) КТ 0,5 (R) №16666-97 |
EA02RL-P2B-4 |
01012480 |
Ток вторичный (к), напряжение вторичное (Ск), календарное время, энергия активная, энергия реактивная, мощность активная, мощность реактивная коэффициент мощности, частота | ||||
УСПД |
ЛАМТ.411159.001 ПС |
"Телеучет-К1" |
000010 |
Энергия активная, энергия реактивная, календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность | ||||
4 |
КЛ-10кВ ПС «Тяговая-308» Ф-161 |
ТТ |
КТ 0,5 Ктт=150/5 №2363-68 №1276-59 |
А |
ТПЛМ-10 |
21661 |
3000 |
Ток первичный (h) |
В |
- |
- | ||||||
С |
ТПЛ-10 |
35315 | ||||||
TH |
КТ 0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-10 |
3331 |
Напряжение первичное (Ui) | |||
Счетчик |
КТ 0,2S (А) КТ 0,5 (R) №16666-97 |
EA02RL-P2B-4 |
01010672 |
Ток вторичный (1г), напряжение вторичное (U2), календарное время, энергия активная, энергия реактивная, мощность активная, мощность реактивная коэффициент мощности, частота | ||||
5 |
КЛ-10кВ ПС «Тяговая-308» Ф-162 |
ТТ |
КТ 0,5 Ктт= 150/5 №1276-59 |
А В С |
ТПЛ-10 |
001215 |
о о о со |
Ток первичный (h) |
- | ||||||||
58106 | ||||||||
TH |
КТ 0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-10 |
3331 |
Напряжение первичное (Ui) | |||
Счетчик |
КТ 0,2S (А) КТ 0,5 (R) №16666-97 |
EA02RL-P2B-4 |
01010670 |
Ток вторичный (Ь), напряжение вторичное (U2), календарное время, энергия активная, энергия реактивная, мощность активная, мощность реактивная коэффициент мощности, частота | ||||
6 |
КЛ-10кВ ПС «Тяговая-308» Ф-163 |
ТТ |
КТ 0,5 Ктт= 150/5 №2363-68 №1276-59 |
А |
ТПЛМ-10 |
4430 |
3000 |
Ток первичный (Ц) |
В |
- |
- | ||||||
С |
ТПЛ-10 |
00103 | ||||||
TH |
КТ 0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-10 |
3331 |
Напряжение первичное (Ui) | |||
Счетчик |
Счетчик КТ 0,2S (А) КТ 0,5 (R) №16666-97 |
EA02RL-P2B-4 |
01012469 |
Ток вторичный (Ь), напряжение вторичное (U2), календарное время, энергия активная, энергия реактивная, мощность активная, мощность реактивная коэффициент мощности, частота |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
с о > |
ЛАМТ.411159.001 ПС |
"Телеучет-К1" |
000011 |
Энергия активная, энергия реактивная, календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность | ||||
7 |
КЛ-10 кВ ПС «Ессентуки-2» Ф-130 |
тт |
КТ 0,5 Ктт=300/5 №1856-63 |
А В С |
ТВЛМ-10 |
12441 |
О о о со |
Ток первичный (И) |
- | ||||||||
60153 | ||||||||
TH |
КТ 0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-10 |
1458 |
Напряжение первичное (Ui) | |||
Счетчик |
КТ 0,2S (А) КТ 0,5 (R) №16666-97 |
EA02RL-P2B-4 |
01012457 |
Ток вторичный (h), напряжение вторичное (U2), календарное время, энергия активная, энергия реактивная, мощность активная, мощность реактивная коэффициент мощности, частота | ||||
8 |
КЛ-10 кВ ПС «Ессентуки-2» Ф-132 |
ТТ |
КТ 0,5 Ктт= 150/5 №1856-63 |
А В С |
ТВЛМ-10 |
75260 |
о о о со |
Ток первичный (И) |
- | ||||||||
28314 | ||||||||
TH |
КТ 0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-10 |
1458 |
Напряжение первичное (Ui) | |||
Счетчик |
КТ 0,2S (А) КТ 0,5 (R) №16666-97 |
EA02RL-P2B-4 |
01012491 |
Ток вторичный (Ь), напряжение вторичное (U2), календарное время, энергия активная, энергия реактивная, мощность активная, мощность реактивная коэффициент мощности, частота | ||||
9 |
КЛ-10 кВ ПС «Ессентуки-2» Ф-133 |
ТТ |
КТ 0,5 Ктт=200/5 №1856-63 |
А В С |
ТВЛМ-10 |
77024 |
о о о |
Ток первичный (И) |
- | ||||||||
41794 | ||||||||
TH |
КТ 0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-10 |
1458 |
Напряжение первичное (Ui) | |||
Счетчик |
КТ 0,2S (А) КТ 0,5 (R) №16666-97 |
EA02RL-P2B-4 |
01012264 |
Ток вторичный (I2), напряжение вторичное (U2), календарное время, энергия активная, энергия реактивная, мощность активная, мощность реактивная коэффициент мощности, частота | ||||
10 |
КЛ-10 кВ ПС «Ессентуки-2» Ф-147 |
ТТ |
КТ 0,5 Ктт=400/5 №1856-63 |
А В С |
ТВЛМ-10 |
б/н |
о о о со |
Ток первичный (I,) |
- | ||||||||
б/н | ||||||||
TH |
КТ 0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-10 |
1458 |
Напряжение первичное (Ui) | |||
Счетчик |
КТ 0,2S (А) КТ 0,5 (R) №16666-97 |
EA02RL-P2B-4 |
01012488 |
Ток вторичный (12), напряжение вторичное (U2), календарное время, энергия активная, энергия реактивная, мощность активная, мощность реактивная коэффициент мощности, частота |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
11 |
КЛ-10 кВ ПС «Ессентуки-2» Ф-183 |
тт |
КТ 0,5 Ктт=300/5 №1276-59 №2363-68 |
А |
ТПЛ-10 |
89135 |
О о о со |
Ток первичный (Ь) |
В |
- |
- | ||||||
С |
ТПЛМ-10 |
б/н | ||||||
TH |
КТ 0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-10 |
1458 |
Напряжение первичное (Ui) | |||
Счетчик |
КТ 0,2S (А) КТ 0,5 (R) №16666-97 |
EA02RL-P2B-4 |
01012494 |
Ток вторичный (1г), напряжение вторичное (U2), календарное время, энергия активная, энергия реактивная, мощность активная, мощность реактивная коэффициент мощности, частота | ||||
12 |
КЛ-10 кВ ПС «Ессентуки-2» Ф-154 |
ТТ |
КТ 0,5 Ктт=200/5 №1856-63 |
А В С |
ТВЛМ-10 |
43116 |
о о о |
Ток первичный (И) |
- | ||||||||
43802 | ||||||||
TH |
КТ 0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-10 |
1891 |
Напряжение первичное (Ui) | |||
Счетчик |
КТ 0,2S (А) КТ 0,5 (R) №16666-97 |
EA02RL-P2B-4 |
01010669 |
Ток вторичный (12), напряжение вторичное (U2), календарное время, энергия активная, энергия реактивная, мощность активная, мощность реактивная коэффициент мощности, частота | ||||
13 |
КЛ-10 кВ ПС «Ессентуки-2» Ф-155 |
ТТ |
КТ 0,5 Ктт=300/5 №8913-82 |
А В С |
ТВК-10 |
0175 |
о о о со |
Ток первичный (И) |
б/н | ||||||||
TH |
КТ 0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-10 |
1891 |
Напряжение первичное (Ui) | |||
Счетчик |
КТ 0,2S (А) КТ 0,5 (R) №16666-97 |
EA02RL-P2B-4 |
01012490 |
Ток вторичный (Ь), напряжение вторичное (U2), календарное время, энергия активная, энергия реактивная, мощность активная, мощность реактивная коэффициент мощности, частота | ||||
14 |
КЛ-10 кВ ПС «Ессентуки-2» Ф-156 |
ТТ |
КТ 0,5 Ктт= 150/5 №1856-63 |
А В С |
ТВЛМ-10 |
19143 |
о о о со |
Ток первичный (И) |
- | ||||||||
77447 | ||||||||
TH |
КТ 0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-10 |
1891 |
Напряжение первичное (Ui) | |||
Счетчик |
КТ 0,2S (А) КТ 0,5 (R) №16666-97 |
EA02RL-P2B-4 |
01012671 |
Ток вторичный (Ь), напряжение вторичное (U2), календарное время, энергия активная, энергия реактивная, мощность активная, мощность реактивная коэффициент мощности, частота |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
КТ 0,5 |
А |
59099 | ||||||
тт |
Ктт=300/5 |
В |
ТВЛМ-10 |
- |
Ток первичный (И) | |||
№1856-63 |
С |
5681 | ||||||
15 |
КЛ-10 кВ ПС «Ессентуки- 2» Ф-157 |
TH |
КТ 0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-10 |
1891 |
О |
Напряжение первичное (Ui) |
Счетчик |
КТ 0,2S (А) КТ 0,5 (R) №16666-97 |
EA02RL-P2B-4 |
01012496 |
о со |
Ток вторичный (12), напряжение вторичное (U2), календарное время, энергия активная, энергия реактивная, мощность активная, мощность реактивная коэффициент мощности, частота | |||
КТ 0,5 |
А |
5570 | ||||||
ТТ |
Ктт=400/5 |
В |
ТЛМ-10 |
- |
Ток первичный (И) | |||
№2473-00 |
С |
5571 | ||||||
16 |
КЛ-10 кВ ПС «Ессентуки- 2» Ф-159 |
TH |
КТ 0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-10 |
1891 |
о |
Напряжение первичное (Ui) |
Счетчик |
КТ 0,2S (А) КТ 0,5 (R) №16666-97 |
EA02RL-P2B-4 |
01012489 |
о со |
Ток вторичный (1г), напряжение вторичное (U2), календарное время, энергия активная, энергия реактивная, мощность активная, мощность реактивная коэффициент мощности, частота | |||
КТ 0,5 |
А |
0564 | ||||||
ТТ |
Ктт=400/5 |
В |
ТЛМ-10 |
- |
Ток первичный (И) | |||
№2473-00 |
С |
0556 | ||||||
17 |
КЛ-10 кВ ПС «Ессентуки-2» Ф-160 |
TH |
КТ 0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-10 |
1891 |
о |
Напряжение первичное (Ui) |
Счетчик |
КТ 0,2S (А) КТ 0,5 (R) №16666-97 |
EA02RL-P2B-4 |
01012487 |
о 00 |
Ток вторичный (12), напряжение вторичное (U2), календарное время, энергия активная, энергия реактивная, мощность активная, мощность реактивная коэффициент мощности, частота | |||
С1 с о > |
ЛАМТ.411159.001 ПС |
"Телеучет-КГ |
000014 |
Энергия активная, энергия реактивная, календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность | ||||
КТ 0,5 |
А |
6190 | ||||||
тт |
Ктт=200/5 |
В |
ТЛМ-10 |
- |
Ток первичный (И) | |||
№2473-00 |
С |
2637 | ||||||
18 |
КЛ-10 кВ ПС «Белый |
TH |
КТ 0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-10 |
6089 |
о |
Напряжение первичное (Ui) |
уголь» Ф-197 |
Счетчик |
КТ 0,2S (А) КТ 0,5 (R) №16666-97 |
EA02RL-P2B-4 |
01012473 |
о |
Ток вторичный (12), напряжение вторичное (U2), календарное время, энергия активная, энергия реактивная, мощность активная, мощность реактивная коэффициент мощности, частота |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
КТ 0,5 |
А |
б/н | ||||||
тт |
Ктт=400/5 |
В |
ТВК-10 |
- |
Ток первичный (h) | |||
№8913-82 |
С |
6822 | ||||||
19 |
КЛ-10 кВ ПС «Белый |
TH |
КТ 0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-10 |
6089 |
О |
Напряжение первичное (Ui) |
уголь» Ф-198 |
Счетчик |
КТ 0,2S (А) КТ 0,5 (R) №16666-97 |
EA02RL-P2B-4 |
01012458 |
о со |
Ток вторичный (12), напряжение вторичное (U2), календарное время, энергия активная, энергия реактивная, мощность активная, мощность реактивная коэффициент мощности, частота | ||
КТ 0,5 |
А |
2776 | ||||||
тт |
Ктт=200/5 |
В |
ТЛМ-10 |
- |
Ток первичный (h) | |||
№2473-00 |
С |
2767 | ||||||
20 |
КЛ-10 кВ ПС «Белый |
TH |
КТ 0,5 Ктн=10000/100 №831-53 |
А В С |
НТМИ-10 |
6089 |
о |
Напряжение первичное(Ui) |
уголь» Ф-200 |
Счетчик |
КТ 0,2S (А) КТ 0,5 (R) №16666-97 |
EA02RL-P2B-4 |
01012466 |
о |
Ток вторичный (h), напряжение вторичное (U2), календарное время, энергия активная, энергия реактивная, мощность активная, мощность реактивная коэффициент мощности, частота | ||
УСПД |
- |
- | ||||||
КТ 0,5 |
А |
32004 | ||||||
тт |
Ктт=15/5 |
В |
тол-ю |
- |
Ток первичный (Ц) | |||
№21256-01 |
С |
32007 | ||||||
21 |
ПС «Ессентуки- 2» |
TH |
КТ 0,2 Ктн=10000/100 №11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 |
68865 |
о |
Напряжение первичное (Ui) |
Ф-153 ТП-165 |
Счетчик |
КТ 0,5S (А) КТ 1,0 (R) Кеч =1 №27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0112064242 |
о со |
Ток вторичный (Ь), напряжение вторичное (U2), календарное время, энергия активная, энергия реактивная, мощность активная, мощность реактивная коэффициент мощности, частота |
Примечания:
-
1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии; счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии и по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, а также счетчики EA02RL-P2B-4 по ГОСТ 30206-94 для активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии.
-
2. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом замены. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов: -ИИК:
-электросчётчика (параметры надежности для СЭТ-4ТМ.03:
Т = 90000 час tB = 2 часа, для EA02RL-P2B-4: Т = 50000 час tB = 24 часа);
-
- ИВКЭ:
-
- УСПД (параметры надежности То = 50000 час tB = 24 час);
-
- ИВК:
-
- сервер (параметры надежности Кг = 0,99 tB = 1 час);
-
- резервный сервер (параметры надежности Кг = 0,99 tB = 1 час).
Надежность системных решений:
-
- резервирование питания:
-
- УСПД с помощью ИБП из комплекта поставки;
-
- резервирование компонентов системы (технические средства):
-
- резервирование сервера;
-
- резервирование информации:
-
- наличие резервных баз данных;
-
- диагностика:
-
- в журналах событий фиксируются факты:
-журнал счётчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике;
-
- журнал УСПД:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в УСПД;
-
- мониторинг состояния АИИС КУЭ:
-
- удаленный доступ:
-
- возможность съема информации со счетчика автономным способом;
-
- визуальный контроль информации на счетчике.
Организационные решения:
-
- наличие ЗИП;
-
- наличие эксплуатационной документации.
Защищённость применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
-ИИК:
-
- электросчётчика;
-
- вторичных цепей:
-
- промклеммников;
-
- ИВКЭ:
-
- УСПД;
-ИВК:
-
- сервера;
-
- резервного сервера;
- наличие защиты на программном уровне:
- информации:
- использование электронной цифровой подписи при передаче n^ov/riLTOTnn анаимм ■ t |(
-
- установка пароля на сервер;
-
- установка пароля на конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ.
Возможность проведения измерений следующих величин:
-
- приращение активной электроэнергии (функция автоматическая);
-
- приращение реактивной электроэнергии (функция автоматическая);
-
- время и интервалы времени (функция автоматическая);
Возможность коррекции времени в:
-
- электросчетчиках (функция автоматическая);
-
- УСПД (функция автоматическая);
-
- ИВК (функция автоматическая).
Возможность сбора информации:
-
- результатов измерения (функция автоматическая);
-
- состояния средств измерения (функция автоматическая).
Цикличность:
-
- измерений:
-
- 30 минутные приращения (функция автоматизирована);
-
- сбора:
-1 раз в 30 минут (функция автоматизирована),
-1 раз в сутки (функция автоматизирована),
-1 раз в месяц (функция автоматизирована).
Возможность предоставления информации (функция автоматизирована) в заинтересованные организации:
-
- о результатах измерения;
-
- о состоянии средств измерений.
Глубина хранения информации (профиля):
-
- электросчетчик СЭТ-4ТМ.03 имеет энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 110 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматическая);
-
- электросчетчик EA02RL-P2B-4 имеет энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 50 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматическая);
-
- УСПД - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 6 месяцев, сохранение информации при отключении питания- 10 лет (функция автоматизирована);
-
- ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматическая).
Приписанные значения характеристик погрешности измерений ИК в рабочих условиях применения СИ и при предельных отклонениях влияющих факторов
Таблица 2
№ каналов |
Кл тт |
Кл TH |
Кл счетчик а |
Знач. coscp/sin Ф |
§2 %Pi [ %] ДЛЯ диапазона Wp2 %<WpM3M< Wp5 % |
85 %р> [ %] для диапазона WP5%< WpM3M<Wp20 % |
820 %р> [ %] ДЛЯ диапазона Wp20 %^МРизм< Wpioo % |
8100 %р, [ %] для диапазона Wpioo%^WpM3M< Wpi20% |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
Активная электроэнергия и мощность | ||||||||
1-20 |
0,5 |
0,5 |
0,2S |
1,0/0,0 |
Не нормируется |
±1,9 |
±1,3 |
±1,1 |
0,87/0,5 |
Не нормируется |
±2,6 |
±1,6 |
±1,3 | ||||
0,8/0,6 |
Не нормируется |
±3,0 |
±1,8 |
±1,5 | ||||
0,6/0,8 |
Не нормируется |
±4,4 |
±2,5 |
±2,0 | ||||
0,5/0,87 |
Не нормируется |
±5,5 |
±3,1 |
±2,4 | ||||
21 |
0,5 |
0,2 |
0,5S |
1,0/0,0 |
Не нормируется |
±2,2 |
±1,6 |
±1,5 |
0,87/0,5 |
Не нормируется |
±2,8 |
±1,9 |
±1,7 | ||||
0,8/0,6 |
Не нормируется |
±3,2 |
±2,0 |
±1,8 | ||||
0,6/0,8 |
Не нормируется |
±4,6 |
±2,7 |
±2,2 | ||||
0,5/0,87 |
Не нормируется |
±5,6 |
±3,2 |
±2,5 |
№ канало в |
Кл ТТ |
Кл TH |
Кл счетчик а |
Знач. coscp/sin Ф |
§2 %Р, [ %] ДЛЯ диапазона Wp2 %<WpM3M< Wp5 % |
85 %р, [ %] для диапазона WP5 °/,< WpM3M<Wp20 % |
820 %Pi [ %] ДЛЯ диапазона Wp20 %<WpM3M< Wpioo% |
8100 %pi [ %] для диапазона Wp1Oo%^WpM3M< Wpi20% |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
Реактивная электроэнергия и мощность | ||||||||
1*20 |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
1,0/0,0 |
Не нормируется |
±2,5 |
±1,7 |
±1,5 |
0,87/0,5 |
Не нормируется |
±3,3 |
±2,0 |
±1,8 | ||||
0,8/0,6 |
Не нормируется |
+3,5 |
±2,1 |
±1,9 | ||||
0,6/0,8 |
Не нормируется |
±4,7 |
±2,7 |
±2,3 | ||||
0,5/0,87 |
Не нормируется |
±5,8 |
±3,3 |
±2,6 | ||||
21 |
0,5 |
0,2 |
1,0 |
1,0/0,0 |
Не нормируется |
±2,9 |
±2,1 |
±1,8 |
0,87/0,5 |
Не нормируется |
±3,9 |
±2,4 |
±2,0 | ||||
0,8/0,6 |
Не нормируется |
±4,0 |
±2,5 |
±2,1 | ||||
0,6/0,8 |
Не нормируется |
±4,9 |
±2,9 |
±2,4 | ||||
0,5/0,87 |
Не нормируется |
±5,9 |
±3,3 |
±2,6 |
В таблице 2 приняты следующие обозначения:
WP2 %(Wq2%) - значение активной (реактивной) электроэнергии при 2 %-ной нагрузке (минимальная нагрузка),
WP 2 % (WQ 2 %) - значение электроэнергии при 2%-ной нагрузке (минимальная нагрузка);
WP5o/o (Wq5o/o) - значение электроэнергии при 5%-ной нагрузке;
WP 20% (Wq2o%) ~ значение электроэнергии при 20%-ной нагрузке;
WP юо % (WQ юо %) - значение электроэнергии при 100%-ной нагрузке (номинальная нагрузка);
WP 120% (WQ120%)-значение электроэнергии при 120%-ной нагрузке (максимальная нагрузка).
Примечание:
-
1. Нормальные условия:
-
- параметры сети: напряжение (0,98 4-1,02) ином; ток (1 ч-1,2) Ihom, cos<p = 0,9 инд.;
-
- температура окружающей среды (20 ± 5) °C.
-
2. Рабочие условия:
-
- параметры сети: напряжение (0,9 +1,1) ином; ток (0,05ч-1,2) Ihom;
-
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °C, для счетчиков СЭТ-4ТМ.03 от минус 40 до + 60 °C, для счетчиков EA02RL-P2B-4 от минус 35 до + 50 °C; для сервера от + 10 до +40 °C; для УСПД от минус 30 до + 50 °C;