Сведения о средстве измерений: 40705-09 Система автоматизированная учета собственного потребления электроэнергии Нововоронежской АЭС

Номер по Госреестру СИ: 40705-09
40705-09 Система автоматизированная учета собственного потребления электроэнергии Нововоронежской АЭС
(Нет данных)

Назначение средства измерений:
Система автоматизированная учета собственного потребления электроэнергии Нововоронежской АЭС (далее - АСУСП) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), выработанной и потребленной за установленные интервалы времени технологическими объектами филиала «Концерн Энергоатом» Нововоронежская АЭС, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

сертификация программного обеспечения

Общие сведения

Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства -
Номер записи - 128504
ID в реестре СИ - 350904
Тип производства - единичное
Описание типа

Поверка

Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да

Модификации СИ

Производитель

Изготовитель - ЗАО "ВНИИЭФ-Энергия"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Саров
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да

Статистика

Кол-во поверок -
Выдано извещений -
Кол-во периодических поверок -
Кол-во средств измерений -
Кол-во владельцев -
Усредненный год выпуска СИ -
МПИ по поверкам - дн.

Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная учета собственного потребления электроэнергии Нововоронежской АЭС (Нет данных)

ИМПОРТНОЕ СИ
№ в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ
№ в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель

Все средства измерений ЗАО "ВНИИЭФ-Энергия"

№ в реестре
cрок св-ва
Наименование СИ, обозначение, изголовитель ОТ, МП МПИ
26547-04

Система автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО "Воронежатомэнергосбыт" для учета электроснабжения ОАО"Рудгормаш", АСКУЭ-ВАЭС
ЗАО "ВНИИЭФ-Энергия" (РОССИЯ г.Саров)
4 года
29871-05

Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ООО "Кроностар", Нет данных
ЗАО "ВНИИЭФ-Энергия" (РОССИЯ г.Саров)
4 года
33347-06

Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО "АК Омскэнерго", Нет данных
ЗАО "ВНИИЭФ-Энергия" (РОССИЯ г.Саров)
4 года
34030-07

Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО "Омская ЭГК"- Подсистема "ТЭЦ-5", Нет данных
ЗАО "ВНИИЭФ-Энергия" (РОССИЯ г.Саров)
4 года
34701-07

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) ОАО "Ульяновский автомобильный завод" (АИИС КУЭ ОАО "УАЗ"), Нет данных
ЗАО "ВНИИЭФ-Энергия" (РОССИЯ г.Саров)
4 года
34818-07

Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО "Омская ЭГК" - Подсистема "ТЭЦ-4", Нет данных
ЗАО "ВНИИЭФ-Энергия" (РОССИЯ г.Саров)
4 года
35078-07

Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО "Омская ЭГК" - Подсистема "ТЭЦ-3", Нет данных
ЗАО "ВНИИЭФ-Энергия" (РОССИЯ г.Саров)
4 года
37970-08

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Владимирские коммунальные системы", Нет данных
ЗАО "ВНИИЭФ-Энергия" (РОССИЯ г.Саров)
ОТ
4 года
40705-09

Система автоматизированная учета собственного потребления электроэнергии Нововоронежской АЭС, Нет данных
ЗАО "ВНИИЭФ-Энергия" (РОССИЯ г.Саров)
ОТ
4 года

Город Краснодар расположен на Кубано-Азовской (Прикубанской) низменности, на правом берегу реки Кубань, в 1539 км к югу от Москвы. На северо-востоке город Краснодар граничит с Динским районом, на западе - с Красноармейским районом Краснодарского края, на юге, по акватории реки Кубань, с Тахтамукайским районом Республики Адыгея, на востоке - с Усть-Лабинским районом Краснодарского края. Географические координаты исторического центра: 45° 2' северной широты и 39° восточной долготы.

Город занимает выгодное экономико-географическое положение в Южном федеральном округе, расположен на важнейших транспортных магистралях, связывающих центр России с портами Черного и Азовского морей, а также курортами Черноморского побережья Кавказа. В юго-восточной части Краснодара расположено Кубанское водохранилище, построенное в 1973 году для обеспечения проведения промышленных и мелиоративных работ.

По расчетным данным органов статистики, на 01.01.2012 года численность постоянного населения составляет 851,2 тыс. человек, или 15,2 процента населения края, из них 91 процент приходится на городское население и 9 процентов - на сельское. По данным переписи 2002 года, в столице Кубани проживают представители более 120 национальностей. Наиболее многочисленными этническими группами являются русские - 89,6 процента, армяне - 3,5 процента, украинцы - 2,1 процента и другие национальности - 4,8 процента.

Современный Краснодар - это промышленный центр. На 127 крупных и средних, а также многочисленных малых промышленных предприятиях трудятся около 50 000 человек, что составляет более 11 процентов всех занятых в экономике города. Ведущее место в структуре промышленности занимают предприятия пищевой, машиностроительной, металлообрабатывающей и легкой промышленности. Промышленность города также представлена предприятиями электроэнергетики, строительных материалов, химии и нефтехимии, микробиологии и другими.

Отчет "Анализ рынка поверки в Краснодаре" предоставляет исчерпывающую информацию по деятельности организаций, аккредитованных в Национальной системе аккредитации на право поверки средств измерений в городе Краснодар.

При проведении исследований были введены следующие ограничения:

  • в отчете присутствуют организации с первичными или периодическими поверками от 100 шт. с 2017 года и действующими аттестатами аккредитации на текущий год;
  • на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
  • на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
  • место регистрации или осуществления деятельности организаций должно совпадать с выбранным городом;
  • топ типов СИ ограничен 500 позициями по каждой организации (сортировка по убыванию количества поверок);
  • топ типов СИ ограничен 100 позициями по каждой организации при поиске по видам измерений (сортировка по убыванию количества поверок).

Содержание отчета:

  • Список организаций-поверителей, осуществляющих поверку в городе Москва по данным ФСА и ФГИС АРШИН.
  • Объемы первичных и периодических поверок за период с 2017г. по н.в.
  • Информация о местах осуществления деятельности организаций-поверителей.
  • Доля рынка поверок в % среди всех организаций, исследуемого города (предоставление информации в графическом и табличном видах).
  • Детальный анализ по каждой из организации, работающей в выбранном городе.
  • Анализ деятельности в разрезе первичных, периодических поверок и видов измерений.
  • Количество поверок по типам СИ в динамике по годам.
  • Индикация импортных аналогов средств поверки (в соответствии с ПЕРЕЧЕНЕМ СИ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА, АНАЛОГИЧНЫХ СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ ИМПОРТНОГО ПРОИЗВОДСТВА от 09.2022г)
  • Индикация типов СИ по ПП РФ №250 от 20.04.2010 г.
  • Быстрый анализ контрагентов организаций-поверителей.
  • Анализ цен на поверку СИ по Фед. округу.

Стоимость 3 000 руб.

Кто поверяет Система автоматизированная учета собственного потребления электроэнергии Нововоронежской АЭС (Нет данных)

Наименование организации Cтатус Поверенные модификации Кол-во поверок Поверок в 2024 году Первичных поверок Периодических поверок Извещений Для юриков Для юриков первичные Для юриков периодические

Стоимость поверки Система автоматизированная учета собственного потребления электроэнергии Нововоронежской АЭС (Нет данных)

Организация, регион Стоимость, руб Средняя стоимость

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АСУСП.


Сведения о методиках измерений


Нормативные и технические документы

Заключение

Тип системы автоматизированной учета собственного потребления электроэнергии Нововоронежской АЭС, заводской номер 001, утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.


Функции АСУСП. АСУСП представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.           •

АСУСП решает следующие задачи:

  • •  измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,

  • •  периодический (1 раз в сутки) и /или 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, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

  • •  передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;

  • •  предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);

  • •  обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

  • •  диагностика функционирования технических и программных средств АСУСП;

  • •  конфигурирование и настройка параметров АСУСП;

  • •  ведение системы единого времени в АСУСП (коррекция времени).

Метод измерения электроэнергии (мощности). Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и

напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по оптоволоконным линиям связи поступает на вход устройства сбора и передачи информации (УСПД), где осуществляется автоматизированный сбор, обработка (вычисление электроэнергии и мощности), накопление, формирование и хранение, оформление справочных и отчетных документов, отображение результатов измерений и передача накопленных данных по каналам связи (основной через ADSL-модем, резервный через GSM-модем, со смежной системой через Ethernet). Учетная информация, передаваемая внешним пользователям, отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макета 80020 в формате XML.

Состав. Структура АСУСП включает в себя 3 уровня иерархии:

  • •   информационно-измерительный комплекс точки учета (ПИК ТУ);

  • •  информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ);

  • •  информационно-вычислительный комплекс (ИВК).

  • 1-й уровень - уровень 29 ПИК ТУ, содержащий в своем составе:

  • •   измерительные трансформаторы напряжения (TH) по ГОСТ 1983-2001 класса точности (КТ) 0,5 и КТ 1,0;

  • •  измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 КТ 0,5;

  • •  вторичные измерительные цепи;

  • •  многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии с цифровыми выходными интерфейсами RS485 (счетчики) по ГОСТ 30206-94 (активная энергия) и ГОСТ 26035-83 (реактивная энергия) типа ЕвроАльфаКТ 0,5s/l,0 и 0,2s/0,5;

  • •   технические средства организации каналов передачи данных на 2-й уровень -медиаконверторы для преобразования сигналов интерфейса RS485 в сигналы передачи данных в одномодовом и многомодовом режимах по оптоволоконным линиям связи.

  • 2- й уровень- уровень ИВКЭ, обеспечивающий консолидацию информации от ИИК ТУ по данной электроустановке, производящий автоматический сбор, хранение, передачу измерительной информации, содержит в своем составе:

. специализированное УСПД типа RTU-325 (Госреестр № 19495-03); в УСПД осуществляется умножение на коэффициенты трансформации;

  • •  технические средства приема-передачи данных в УСПД - медиаконверторы для преобразования сигналов оптических ММ и SM типов в сигналы Ethernet;

  • •  каналы связи с внешними пользователями информацией - основной через ADSL-модем, резервный через GSM-модем и со смежной системой через Ethernet.

  • 3- й уровень - уровень ИВК Альфа Центр (Госреестр № 20481-00), обеспечивающий решение задач по сбору, обработке, длительному хранению и выводу информации о потребленной электроэнергии, диагностике полноты данных содержит в своем составе:

  • •  компьютер в серверном исполнении;

  • •  монитор и клавиатура для конфигурирования и оперативного управления сервером;

  • •  технические средства для организации локальной вычислительной сети разграничения прав доступа к информации;

  • •  автоматизированное рабочее место (АРМ);

  • •  источник бесперебойного питания;

  • •  термостат для создания нормальных условий эксплуатации;

  • •  программные средства: системное (ПО Windows 2000 Server CD; Offce SE XP Win32 Russian 3 DSP); пользовательское (ПО «Альфа Центр PE SE»); тестирующие (ПО «Альфа Центр Коммуникатор», ПО «Терминал ZOC», ПО «AlphaPlus-E»).

Организация системного времени. В АСУСП синхронизация времени производится от GPS. В качестве приемника сигналов GPS используется устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа 35-HVS, подключенное к УСПД по интерфейсу RS 232.

УСПД, с периодом в 1 ч, выполняет коррекцию своих внутренних часов таким образом, чтобы расхождение с часами УССВ было не более ±2 с.

От УСПД синхронизируются внутренние часы сервера по его запросу и внутренние часы счетчиков с периодом 24 ч.

В системе автоматически поддерживается единое время во всех ее компонентах с точностью не хуже ±5 с.

Организация защиты от несанкционированного доступа. В АС У СП предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков, информационных цепей.


Комплектность АСУСП определяется проектной документацией на систему (шифр ВЭ 2005.093.000 ТП).

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, методика поверки.


Технические характеристики АСУСП приведены в таблицах 1 и 2, которые содержат перечень измерительных каналов АСУСП указанием наименования присоединений, измерительных компонентов и их метрологических характеристик.

В таблице 3 приведены метрологические характеристики ИК АСУСП. В качестве относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

Таблица 1 - Перечень ИК АСУСП и их состав

Канал измерений

Средство измерений

Ктт •Кти •Кеч

Наименование, измеряемой величины

№ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ

Обозначение, тип

Заводской номер

1

2

3

4

5

6

7

Филиал ОАО «Концерн Энергоатом» Нововоронежская АЭС

Система автоматизированная учета собственного потребления электроэнергии Нововоронежской АЭС

001

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

1

19495-03

УСПД RTU-325-325

001889

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

3 блок СРП-5 яч.44 Переток по В-6 СРП-5-2

тт

Кт=0,5 Ктг= 1500/5 № 1856-63

А

твлм-ю

72299

1

Ток первичный 11

В

-

-

С

твлм-ю

81505

TH

Кт=0,5

Ктн= 6000/100 №159-49

А

НОМ-6

16669

Напряжение первичное U1

В

НОМ-6

16669

С

НОМ-6

16669

Счетчик

Ki=0.5S Ксч=18000 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВтч

EA05RAL-B-3

01143993

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

2

3 блок СРП-6-4 яч.89

тт

Кт=0,5 Ктг= 1500/5 №1856-63

А

твлм-ю

469

1

Ток первичный 11

В

-

-

С

твлм-ю

496

TH

Кт=0,5

Ктн- 6000/100 №831-53

А

НТМИ-6

123

Напряжение первичное Ш

В

НТМИ-6

123

С

НТМИ-6

123

Счетчик

Ki=0.5S Ксч=18000 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВтч

EA05RAL-B-3

01143992

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

1

2

3

4

5

6

7

3

3 блок

КРУ-6-9Аяч.17

Резервное питание

тт

Кт=0,5 Ктг= 1500/5 №1856-63

А

ТВЛМ-10

20266

1

Ток первичный 11

В

-

-

С

ТВЛМ-10

20203

TH

Кз=0,5

Ктн= 6000/100 №831-53

А

НТМИ-6

1554

Напряжение первичное (J 1

В

НТМИ-6

1554

С

НТМИ-6

1554

Счетчик

Kt=0.5S Ксч=18000 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВтч

EA05RL-B-3

01143976

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

4

3 блок

КРУ-6-9Б яч.34 Резервное питание

ТТ

Кт=0,5 Ктт= 1500/5 №1856-63

А

ТВЛМ-10

20223

1

Ток первичный 11

В

-

С

ТВЛМ-10

20206

TH

Кт=0,5

Ктн= 6000/100 №831-53

А

НТМИ-6

1455

Напряжение первичное U1

В

НТМИ-6

1455

С

НТМИ-6

1455

Счетчик

KT-0.5S Ксч=18000 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВтч

EA05RL-B-3

01143972

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

5

3 блок

КРУ-6-9В яч.39

Резервное питание

ТТ

Кт=0,5 Ктт- 1000/5 №1856-63

А

ТВЛМ-10

06029

1

Ток первичный 11

В

-

-

С

ТВЛМ-10

06459

TH

Кт=0,5

Ктн= 6000/100 №831-53

А

НТМИ-6

1499

Напряжение первичное U1

В

НТМИ-6

1499

С

НТМИ-6

1499

Счетчик

Kt=0.5S

Ксч=12000 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВт ч

EA05RL-B-3

01143955

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

6

3 блок

КРУ-6-10Аяч.61

Резервное питание

ТТ

Кт=0,5 Ктг= 1500/5 №1856-63

А

ТВЛМ-10

20254

1

Ток первичный 11

В

-

-

С

ТВЛМ-10

20264

TH

Кт=0,5

Ктн-6000/100 №831-53

А

НТМИ-6

87

Напряжение первичное U1

В

НТМИ-6

87

С

НТМИ-6

87

Счетчик

Ki=0.5S

Ксч= 18000 №16666-97 Передаточное число 5000 импУкВтч

EA05RL-B-3

01143981

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

7

3 блок

КРУ-6-10Б яч.85 Резервное питание

ТТ

Кт=0,5 Ктг= 1500/5 №1856-63

А

ТВЛМ-10

20245

1

Ток первичный 11

В

-

-

С

ТВЛМ-10

20208

TH

Кт=0,5

Ктн= 6000/100 №831-53

А

НТМИ-6

915

Напряжение первичное U1

В

НТМИ-6

915

С

НТМИ-6

915

Счетчик

Kt=0.5S Ксч=18000 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВтч

EA05RL-B-3

01143982

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

10

12

ТТ

TH

ТТ

TH

_3_________

Кт=0,5 Ктг= 1000/5 №1856-63

Кт=0,5

Ктн= 6000/100 №831-53

Ki=0.5S Ксч=12000 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВтч

Кт=0,5 Ктг= 1000/5 №1856-63

Кт=0,5

Ктн= 6000/100 №2611-70

Kt=0.5S

|       Ксч=12000

g       №16666-97

5 Передаточное число

5000 имп./кВтч

ТТ

TH

Кт-0,5 Kti= 1500/5 №1856-63

Кт=0,5

Ктн= 6000/100 №2611-70

Ki=0.5S

£       Ксч=18000

g      №16666-97

3 Передаточное число 5000 имп./кВтч

ТТ

TH

Кт=0,5 Ктт= 1000/5 №1856-63

Кт=0,5

Ктн= 6000/100 №2611-70

Kt=0.5S

|       Ксч=12000

g       №16666-97

3 Передаточное число 5000 имп./кВтч

ТТ

TH

Кт=0,5 Ктг= 1500/5 №1856-63

Кт=0,5 Ктн= 6000/100 №2611-70

Kt=0.5S Ксч=18000 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВгч

4

А ТВЛМ-10

В     ~

С   ТВЛМ-10

НТМИ-6

НТМИ-6

С НТМИ-6

EA05RL-B-3

ТВЛМ-10

ТВЛМ-10

НТМИ-6-66

НТМИ-6-66

НТМИ-6-66

EA05RL-B-3

А ТВЛМ-10

В      ~

С ТВЛМ-10

НТМИ-6-66

В    НТМИ-6-66

С    НТМИ-6-66

EAO5RL-B-3

ТВЛМ-10

ТВЛМ-10

НТМИ-6-66

НТМИ-6-66

НТМИ-6-66

EA05RL-B-3

А ТВЛМ-10

5 00870

97937

1651

1651

1651

01143977

27447

27471

1709

1709

1709

01143979

27448

27415

1818

1818

1818

01143974

27488

81534

1760

1760

1760

01143973

06317

С ТВЛМ-10          85914

А    НТМИ-6-66

В    НТМИ-6-66

С НТМИ-6-66

EAO5RL-B-3

1862

1862

1862

01143968

6__7

1          Ток первичный II

Напряжение первичное U1

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

1          Ток первичный II

Напряжение первичное U1

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

1          Ток первичный II

Напряжение первичное U1

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

1          Ток первичный II

Напряжение первичное Ш

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

1          Ток первичный II

Напряжение первичное U1

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

1

2

3

4

5

6

7

13

4 блок

КРУ-6-12Б яч.166 Резервное питание

тт

Кт=0,5 Кп= 1500/5 №1856-63

А

ТВЛМ-10

85935

1

Ток первичный 11

В

-

С

ТВЛМ-10

81699

TH

Кг=0,5

Ктн= 6000/100 N«2611-70

А

НТМИ-6-66

1860

Напряжение первичное Ш

В

НТМИ-6-66

1860

С

НТМИ-6-66

1860

Счетчик

Ki=0.5S Ксч=18000 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВгч

EA05RL-B-3

01143969

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

14

4 блок

КРУ-6-12В яч. 158 Резервное питание

ТТ

Кт=0,5 Кп= 1000/5 №1856-63

А

ТВЛМ-10

81542

1

Ток первичный 11

В

-

С

ТВЛМ-10

81545

TH

Кт=0,5

Ктн= 6000/100 №2611-70

А

НТМИ-6-66

1819

Напряжение первичное U1

В

НТМИ-6-66

1819

С

НТМИ-6-66

1819

Счетчик

Ki=0.5S

Ксч=12000 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВтч

EA05RL-B-3

01143980

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

15

4 блок

КРУ-6-4ВУ яч.7 Рабочее питание

ТТ

Кт=0,5 Кп= 1500/5 №2473-69

А

ТЛМ-10-1УЗ

5202

1

Ток первичный 11

В

-

-

С

ТЛМ-10-1УЗ

6299

TH

Кт=0,5

Ктн= 6000/100 № 11094-87

А

НАМИ-10У2

04932

Напряжение первичное U1

В

НАМИ-10У2

04932

С

НАМИ-10У2

04932

Счетчик

Kt=0.5S

Ксч=18000 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВт ч

EA05RL-B-3

01143987

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

16

Рабочее питание КРУ-6-lc (ОТ-1)

ТТ

Кт=0,5 Кп~ 1000/5 №518-50

А

ТПОФ-Ю

27768

1

Ток первичный 11

В

-

-

С

ТПОФ-10

27757

TH

Кт=0,5

Ктн-6000/100 №831-53

А

НТМИ-6

1642

Напряжение первичное U1

В

НТМИ-6

1642

С

НТМИ-6

1642

Счетчик

Kt=0.5S

Ксч=12000 №16666-97

Передаточное число 5000 имп./кВгч

EA05RL-B-3

01143978

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

17

Рабочее питание КРУ-6-Зс (ОТ-3)

ТТ

Кт=0,5 Ктг= 1000/5 №518-50

А

ТПОФ-10

28078

1

Ток первичный 11

В

-

-

С

ТПОФ-Ю

28062

TH

Кт=0,5

Ктн= 6000/100 №831-53

А

НТМИ-6

1602

Напряжение первичное U1

В

НТМИ-6

1602

С

НТМИ-6

1602

Счетчик

Ki=0.5S

Ксч=12000 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВгч

EA05RL-B-3

01143975

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

1

2

3

4

5           1      6

7

18

1 блок

Питание УТЦ-2 КЛ-6

КРУ-6-Зс яч.80

тт

Кт=0,5 Ктг= 300/5 №1276-59

А

ТПЛ-10

15525

1

Ток первичный 11

В

-

С

ТПЛ-10

15698

TH

Кт=0,5

Ктн= 6000/100 №831-53

А

НТМИ-6

1602

Напряжение первичное U1

В

НТМИ-6

1602

С

НТМИ-6

1602

Счетчик

Ki=0.5S

Ксч=3600 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВтч

EAO5RL-B-3

01143985

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

19

1 блок Питание УТЦ-1 К Л-5 КРУ-6-lc яч.22

ТТ

Кт=0,5 Кп= 300/5 №1276-59

А

ТПЛ-10

14198

1

Ток первичный 11

В

-

-

С

ТПЛ-10

14527

TH

Кт=0,5

Ктн- 6000/100 №831-53

А

НТМИ-6

1642

Напряжение первичное U1

В

НТМИ-6

1642

С

НТМИ-6

1642

Счетчик

Ki=0.5S

Ксч=3600 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВт-ч

EA05RL-B-3

01143984

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

20

2 блок

КРУ-6-7с яч.166

БазаЭЦМ

ТТ

Кт=0,5 Кп= 150/5 №1856-63

А

ТВЛМ-10

63881

1

Ток первичный 11

В

-

-

С

ТВЛМ-10

64213

TH

Кт=0,5

Ктн= 6000/100 №831-53

А

НТМИ-6

341

Напряжение первичное U1

В

НТМИ-6

341

С

НТМИ-6

341

Счетчик

Kt=0.5S

Ксч=1800 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВт-ч

EA05RL-B-3

01143983

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

21

п/с Новая ТСН-1 яч.1

КРУН-10-1

ТТ

Кт=0,5 Кп= 100/5 №2473-69

А

ТЛМ-10-1УЗ

3110

1

Ток первичный 11

В

-

-

С

ТЛМ-10-1УЗ

3090

TH

Кт=0,5

Ктн= 10000/100 №831-69

А

НТМИ-10-66УЗ

3295

Напряжение первичное U1

В

НТМИ-10-66УЗ

3295

С

НТМИ-10-66УЗ

3295

Счетчик

Ki=0.5S

Ксч=2000 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВтч

EA05RL-B-3

01143986

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

22

п/с Новая ТСН-М яч.З КРУН-10-1

ТТ

Кт=0,5 Кп= 100/5 №2473-69

А

ТЛМ-10-2УЗ

3443

1

Ток первичный 11

В

-

-

С

ТЛМ-10-2УЗ

3180

TH

Кт=0,5

Ктн= 10000/100 №831-69

А

НТМИ-10-66УЗ

3295

Напряжение первичное Ш

В

НТМИ-10-66УЗ

3295

С

НТМИ-10-66УЗ

3295

Счетчик

Ki=0.5S

Ксч=2000 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВтч

EA05RL-B-3

01143988

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

1

2

3

4

5

6

7

23

п/с Новая

ТСН-2 яч.1

КРУН-10-2

тт

Кт=0,5 Ктт= 100/5 №2473-69

А

ТЛМ-10-2УЗ

2282

1

Ток первичный 11

В

С

ТЛМ-10-2УЗ

2261

TH

Кт=0,5

Ктн= 10000/100 №831-69

А

НТМИ-10

3295

Напряжение первичное U1

В

НТМИ-10

3295

С

НТМИ-10

3295

Счетчик

Kt=0.5S

Ксч=2000 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВт-ч

EA05RL-B-3

01143989

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

24

5 блок

КРУ-6-14В яч.143 4BV/PO2

ТТ

Кт=0,5 Ктг= 1500/5 №4346-74

А

ТЛ-Ю-П-УЗ

2116

1

Ток первичный 11

В

-

-

С

ТЛ-Ю-П-УЗ

368

TH

Кт=0,5

Ктн= 6000/100 №2611-70

А

НТМИ-6-66УЗ

11488

Напряжение первичное Ш

В

НТМИ-6-66УЗ

11488

С

НТМИ-6-66УЗ

11488

Счетчик

1

Kt=0.5S

Ксч=18000 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВгч

EA05RL-B-3

01143991

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

25

4 блок

КРУ-6-4ВУ яч.Ю

4BV/PO2

тт

Кт=0,5 Кп= 1500/5 №2473-05

А

ТЛМ-10-1УЗ

1336

1

Ток первичный 11

В

ТЛМ-10-1УЗ

6048

С

ТЛМ-10-1УЗ

9190

TH

Кт=0,5

Ктн= 6000/100 №11093-87

А

НАМИ-10У2

04932

Напряжение первичное Ш

В

НАМИ-10У2

04932

С

НАМИ-ЮУ2

04932

Счетчик

Kt=0.5S

Ксч=18000 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВтч

EA05RL-B-3

01143967

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

26

АТ-11 ст. 220 кВ

РК-2 п.129

ТТ

Кт=0,5 Ктт= 2000/1 №3694-73

А

ТФЗМ-220

13224

1

Ток первичный 11

В

ТФЗМ-220

13254

С

ТФЗМ-220

13255

TH

Кт=1,0

Ктн= 220000/100 №14626-06

А

НКФ-220-58У1

1110311

Напряжение первичное Ш

В

НКФ-220-

58У1

1110310

С

НКФ-220-58У1

1110291

Счетчик

Kt=0.2S Ксч=4400000 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВтч

EA02RAL-B-4

01107264

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

27

АТ-12 ст. 220 кВ

РК-2 п.129

ТТ

Кт=0,5 Ктг= 2000/1 №3694-73

А

ТФЗМ-220

13152

1

Ток первичный 11

В

ТФЗМ-220

13253

С

ТФЗМ-220

13148

TH

Кт=1,0

Ктн= 220000/100 №14626-06

А

НКФ-220-58У1

1110298

Напряжение первичное Ш

В

НКФ-220-58У1

1107795

С

НКФ-220-58У1

1110289

1

2

3

4

5

6

7

Счетчик

Ki=0.2S Ксч=4400000 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВт ч

EA02RAL-B-4

01107262

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

28

п/с Новая АТ-15 ст. 220 кВ

ТТ

Кг=0,5 Ктг= 2000/1 №3694-73

А

ТФЗМ-220

13376

1

Ток первичный 11

В

ТФЗМ-220

15860

С

ТФЗМ-220

15224

TH

Кт=1,0

Ктн= 220000/100 №14626-06

А

НКФ-220-58У1

14666

Напряжение первичное U1

В

НКФ-220-58У1

54784

С

НКФ-220-

58У1

15178

Счетчик

Kt=0.5S Ксч=4400000 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВтч

EA05RAL-B-4

01143998

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

29

п/с Новая АТ-16 ст. 220 кВ

ТТ

Кт=0,5 Кп-2000/1 №3694-73

А

ТФЗМ-220

13276

1

Ток первичный 11

В

ТФЗМ-220

15760

С

ТФЗМ-220

15124

TH

Кт=1,0

Ктн= 220000/100 №14626-06

А

НКФ-220-58У1

14666

Напряжение первичное Ш

В

НКФ-220-58У1

54784

С

НКФ-220-58У1

15178

Счетчик

Kt=0.5S

Ксч=4400000 №16666-97 Передаточное число 5000 имп./кВгч

EA05RAL-B-4

01143996

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ, TH, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть

Таблица 2- Технические характеристики АСУСП

Наименование характеристики

Значение характеристики

Примечания

1

2

3

Количество НК учета.

29

-

Номинальное напряжение на вводах

220000/100

ИК 26-29

системы, В

10000/100

ИК21,22,23

6000/100

ИК 1-20,24,25

Номинальные значения первичных

2000/1

ИК 26 -29

токов ТТ измерительных каналов, А

1500/5

ИК 1-4, 6, 7, 10, 12, 13, 15,24, 25

1000/5

ИК5, 8,9, 11, 14, 16, 17

300/5

ИК 18, 19

150/5

ИК20

100/5

ИК 21-23

Таблица 3- Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активно# (реактивной (5 wp /5 wq) электроэнергии (мощности) для реальных условий эксплуатации АСУСП при доверительной вероятности 0,95_________________________________

КТтт

КТтн

КТсч

5 wp , %

8 wo, %

ИК

5 %<I/In’<l20%; Wp5«/0< Wp1 2<Wp 120%

cos<p(0,5 +1,0)

sirup (0,6+0,87)

1-25

0,5

0,5

0,5s/l,0

± (1,1^-5,6)

±(1,7+4,8)

26, 27

0,5

1,0

0,2s/0,5

±(1,3+5,8)

±(1,7+4,8)

28,29

0,5

1,0

0,5s/l,0

±(1,4+5,9)

± (2,1+5,1)

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов в сутки, с/сутки ±5

УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ КОМПОНЕНТОВ ИК АСУСП соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:

  • •  трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и ЭД;

  • •  трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и ЭД;

  • •  счётчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ 26035-83 и ДЯИМ.411152.003РЭ;

. УСПД RTU-325 по ДЯИМ.466215.001РЭ

Таблица 4 - Условия эксплуатации АСУСП

Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин

Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и реальных3 условий применения СИ для состава измерительного канала

Компоненты ИК АСУСП

Счетчики

ТТ

TH

УСПД

Сила переменного тока, А

А мин А макс

Амин 1,2 /1НОМ

-

-

Напряжение переменного тока, В

0,W2HOM - 1,1 САном

-

0,9t/| ном ~ 1,1 С71 ном

85 - 264

Коэффициент мощности (cos <р)

0,5™-1,0-0,8™

0,8 ищ.-1,0

0,8 ищ- 1,0

-

Частота, Гц

47,5-52,5

47,5 - 52,5

47,5 - 52,5

-

Температура окружающего воздуха, °C -По ЭД

- Реальные

Ут минус 40 до плюс 60

Эт плюс 15 до плюс 30

От минус 50 до плюс 45

От плюс 15 до плюс 30

)т минус 50 до плюс 45

Эт плюс 15 до плюс 30

От 0 до плюс 70 Эт плюс 15 до плюс 30

Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл

Не более 0,5

Мощность вторичной нагрузки ТТ при cos<p2=0,8

-

0,2552нОм 1,0|$2иом

~~

-

Мощность нагрузки TH (при cosq>2=0,8 инд)

0,255Ном 1,0*$*ном

НАДЕЖНОСТЬ ПРИМЕНЯЕМЫХ В АСУСП КОМПОНЕНТОВ

Параметры надежности средств измерений АСУСП: трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии и УСПД

Компоненты АСУСП:

Среднее время наработки на отказ, ч, не менее

Трансформаторы тока

219000* -2628004

Трансформаторы напряжения

175200-219000

Электросчетчики ЕвроАльфа

70000

УСПДЯТи-325

100000

ИБП

100000

Коммуникационное и модемное оборудование

100000

Устройство синхронизации системного времени УССВ-35НУБ

50000

Сервер

20000

Срок службы, лет:

Трансформаторы напряжения, тока;

20-25

Электросчетчики ЕвроАльфа

30

УСПДЯТи-325

30

Устройство синхронизации системного времени УССВ-35НУБ

24

Коммуникационное и модемное оборудование

10

АСУСП (в целом)

20

Среднее время восстановления АСУСП при отказе не более 4 ч.

Надежность системных решений:

  • •  резервирование питания УСПД;

  • •  резервирование каналов связи: на уровне ИИК-ИВК, ИВКЭ-ИВК; информация о результатах измерений может передаваться в организации-пользователи по электронной почте;

  • •  мониторинг состояния АСУСП;

  • •  удалённый доступ;

  • •  возможность съёма информации со счётчика автономным способом

  • •  визуальный контроль информации на счётчике

Регистрация событий:

  • •  в журнале событий счётчика;

  • •  параметрирования;

  • •  пропадания напряжения;

  • •  коррекции времени в счетчике (сервере)

  • •  в журнале УСПД:

  • •   параметрирования;

  • •  пропадания напряжения;

  • •  коррекции времени в счетчике.

Защищенность применяемых компонентов

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

  • •  электросчётчика;

  • •  промежуточных клеммников вторичных цепей;

  • •  УСПД;

  • •  сервера;

Защита информации на программном уровне:

  • •  результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

  • •  установка пароля на счетчик;

  • •  установка пароля на УСПД

  • •  установка пароля на сервере.

Глубина хранения информации

Глубина хранения информации в счетчиках и УСПД не менее 45 суток, на сервере не менее 3,5 лет.


Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель