Номер по Госреестру СИ: 51777-12
51777-12 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Энергосбыт-Центр"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Энергосбыт-Центр» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности), отпускаемой потребителям ООО «Энергосбыт-Центр» г. Липецк, а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), ОАО «АТС», «СО-ЦДУ «ЕЭС» и др. (далее - внешние пользователи).
Программное обеспечение
- Специализированное ПО «Энфорс АСКУЭ» и ПО «Энфорс Энергия 2+»
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование ПО |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование ПО) |
Наименование фай ла |
Номер версии ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПО «Энфорс АСКУЭ» |
Администрирование программного комплекса (C:\Program Files\Enforce\ASKUE) |
EnfAdmin.exe |
2.3.23 |
f8197a111ba0c8579f6 7ec2bf1c198e5 |
MD5 |
Оперативный контроль |
NewOpcon.exe |
98fc8cdd9d642624dae be324f31f59e3 | |||
Отчеты |
NewReports.exe |
6edf8b590cd3aadf17e 62bc5b4f63126 | |||
Ручная обработка данных |
DataProc.exe |
5da292d5daa85d29ef5 40625f3562458 | |||
Ручной и автоматический ввод данных |
NewMEdit.exe |
46951a1b6f7bc95dcc7 ef9de04d9d732 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПО «Энфорс АСКУЭ» |
Формирование макетов 80020 xml |
M80020.exe |
ce7bb2858a21dff28b9 25816a3a1dda0 | ||
Формирование макетов 51070 xml |
NewM51070.exe |
63d44b869d8f03b7fe1 c41f131e9695c | |||
Формирование макетов 80040 и 80050 xml |
M80050.exe |
612e20fbd0684ea5198 e150d17e5ab47 | |||
Формирование макетов АСКП |
Enf_ASKP.exe |
73da93a3eeb445b7f35 c4937dbd85320 | |||
Загрузка макетов 80020 xml |
M80020_imp.exe |
7fc7b8b089484802b23 9b0d2e2ef4c96 | |||
Перевод присоединений на обходные выключатели |
Obhod.exe |
3f46f7031a9c92da0fba bcc9a5666750 | |||
Торговый график |
Tradegr.exe |
4a320234f37eedbb944 1f71dacbe6462 | |||
Расчет вычисляемых показателей |
Calc_Formula.exe |
ced70f330d11fd08bdfe 91f4f729386e | |||
Настройка подключения к БД |
Enflogon.exe |
73148d7f83a14a9ab5f 03561085cff9b | |||
ПО «Энфорс Энергия 2+» |
Сборщик (C:\Program Files \Энфорс Энергия 2+) |
Collector_oracle.exe |
2.0 |
01b520cf1826f59d286 516f53b9544a3 | |
Администратор |
Admin2.exe |
01ec3094814700d9f84 2727a1338d1d5 | |||
Оперативный контроль по 3-х минутным интервалам |
Opcon2.exe |
41808f02efdb282cf51 2cc8b5f3d4b77 | |||
Отчеты |
Reports2.exe |
ae0d33f062c4c76250e abed23dbfa2a7 |
Программное обеспечение имеет уровень защиты С от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ состоит из блоков синхрониза -ции времени счетчиков КСС-11 в комплекте с GPS приемником BR-355, установленных на каждом энергообъекте, а также GPS приемника BR-355, установленного на сервере АИИС КУЭ. Блок КСС-11 предназначен для согласования работы интерфейсов RS-232C; RS-485 и преобразования сигнала со спутникового приемника в протокол широковещательного запроса на синхронизацию времени счетчиков.
Блок КСС-11 производит коррекцию времени счетчиков 1 раз в сутки с точностью ±2 с/сут. Условием корректировки времени в счетчиках служит прием блоком КСС-11 сигналов точного времени со спутниковой антенны GPS и отсутствие признака корректировки времени в счетчиках в течение текущих суток .
Коррекция времени в ИВК с функциями ИВКЭ (сервере) производится 1 раз в сутки от GPS приемника с точностью ±2 с/сут. От таймера сервера в автоматическом режиме производится периодическая подстройка таймеров АРМ АИИС КУЭ.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ±5 с/сут.
Организация защиты от несанкционированного доступа . В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков, информационных цепей.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений содержится в документе «Методика измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Энергосбыт-Центр». Методика измерений аттестована ФБУ «Воронежский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 38/1201.00272-2012 от 03.08.2012 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Энергосбыт-Центр»ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S».
ГОСТ Р 52425-2005«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
МИ 2439-97 ГСИ. Метрологические характеристики измерительных систем. Номенклатура. Принципы регламентации, определения и контроля.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измеренийОсуществление торговли и товарообменных операций.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 51777-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Энергосбыт-Центр». Методика поверки», утвержденому ГЦИ СИ ФБУ «Воронежский ЦСМ» в июне 2012 г.
Таблица 6-Перечень СИ, применяемых при поверке АИИС КУЭ
Наименование эталонов, вспомогательных СИ |
Тип |
Основные требования к метрологическим характеристикам (МХ) |
Цель использования | |
1.Термометр |
ТП 22 |
Цена делений 1 °С в диапазоне от минус 30 до плюс 50 °С |
Контроль температуры окружающей среды | |
2. Барометр-анероид |
БАММ 1 |
Атм. давление 80-106 кПа Отн. погрешность ± 5% |
Контроль атмосферного давления | |
3. Психрометр |
М-4М |
КТ 2,0 |
Контроль относительной влажности | |
4 Миллитесламетр |
МПМ-2 |
ПГ ± 7,5 % |
Измерение напряженности магнитного поля | |
5.Измеритель показателей качества электрической энергии |
Ресурс- UF2M |
КТ 0,2 (напряжение гармоник) |
Измерение показателей качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97 | |
6.Вольтамперфазометр |
ПАРМА ВАФ-Т |
КТ 0,5 Напряжение 0-460 В Ток 0-6 А Частота 45-65 Гц Фазовый угол от минус180 до 180 град. |
Измерение напряжения, тока, частоты, угла сдвига фаз между напряжением и током | |
7. Прибор сравнения |
КНТ-03 |
1,999 ВА; 19,99 ВА; 199,9 ВА |
ПГ ±0,003 ВА ПГ ±0,03 ВА ПГ ±0,3 ВА |
Измерение полной мощности вторичной нагрузки ТТ |
8. Радиочасы |
МИР РЧ-01 |
Использование сигнала точного времени | ||
9. Секундомер |
СОСпр-1 |
0-30 мин., цена деления 0,1 с |
При определении погрешности хода часов |
Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми МХ
Средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 29252005 и (или) по ГОСТ 8.216-88.
Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.
Средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03М по методике поверки (ИЛГШ.411152.145 РЭ1), согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Воронежский ЦСМ» 394018, г. Воронеж, ул. Станкевича, д. 2Регистрационный номер 30061-10
тел./факс (4732) 20-77-29
E-mail : mail@csm.vm.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
• измерение 30-минутных приращений активной (реактивной) электроэнергии (мощности);
-
• 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 АИИС КУЭ;
-
• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
• ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (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. (Умножение на коэффициенты трансформации осуществляется в сервере).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводной связи поступает по коммутируемому каналу связи GSM на вход сервера опроса и сервера баз данных (IBM PC совместимый компьютер), 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 - On Line Internet канал; резервный - GSM) вышестоящим и внешним пользователям (ОАО «АТС», СО-СДУ ЕЭС и др.). Коммерческая информация, пе-
Лист № 2 всего листов 12 редаваемая 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.
АИИС КУЭ состоит из 2 уровней
1-й уровень - 19 измерительно-информационных точек учета (ИИК ТУ) в составе:
-
• измерительные трансформаторы тока (ТТ) типа ТПОЛ-10, ТВК-10, ТОЛ-10 класса точности 0,5, ТОЛ-10-1 класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001;
-
• измерительные трансформаторы напряжения (ТН) типа НТМИ-10-66, НТМИ-6, НТМИ-6-66, НАМИ-10-95УХЛ2, ЗНОЛ.06-10УЗ, НАМИТ-10-2УХЛ2 класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001;
-
• счетчики электроэнергии (счетчики) многофункциональные микропроцессорные с цифровыми выходными интерфейсами и оптическим портом по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005 (реактивная энергия) типа СЭТ-4ТМ.03М.01 и СЭТ-4ТМ.03.01 класса точности 0,5S/1,0 и СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S/0,5;
-
• вторичные цепи;
-
• технические средства СОЕВ - блоки синхронизации и связи КСС-11 в комплекте с GPS приемником BR-355;
-
• каналы связи со 2 уровнем - GSM коммутируемый канал.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс с функциями комплекса электроустановки (ИВК с функциями ИВКЭ) в составе:
-
• сервер, реализованный на основе промышленного компьютера с IBM PC - совместимой платформой в серверном исполнении;
-
• технические средства приёма-передачи данных - модем (GSM);
-
• технические средства СОЕВ - GPS приемник BR-355
-
• каналы связи между ИВК и внешними пользователями - основной (выделенный канал свя
зи до сети провайдера Интернет) и резервный (канал связи GSM);
-
• источник бесперебойного питания (APS Smart-UPS SUA1000I USB).
-
• технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа;
-
• АРМ диспетчера, пользователей (1 экз).
ИИК ТУ, ИВК с функциями ИВКЭ и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ
Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 3 и определяется проектной документацией на систему
В комплект поставки также входит техническая документация на систему и на комплектующие СИ.
-
• формуляр-паспорт НСЛГ.466645.020 ПФ
-
• руководство пользователя НСЛГ.466645.020 И3
-
• инструкции по формированию и ведению базы данных НСЛГ.466645.020 И4;
-
• инструкции по эксплуатации АИИС НСЛГ.466645.020 ИЭ;
технологическая инструкция НСЛГ.466645.020 И2 руководство по эксплуатации счётчиков;
паспорт на счётчики;
методика поверки
Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2, которая содержит перечень ИК АИИС КУЭ, наименования объекта учета и присоединения, вид СИ в составе ИК, метрологические и технические характеристики СИ.
В таблицах 3 и 4 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.
Таблица 2 - Перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ и их характеристики.
ИК |
Средство измерений |
Ктт •Ктн •Ксч |
Наименование измеряемой величины | ||||||
№ ИК |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности1, коэффициент трансфор-мации2, № Госреестра СИ |
Обозначение, тип |
Заводской номер | |||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | |||
1 |
ПС 110/35/10/6 кВ "Гидрооборудование" яч.1 10кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; Ктт=600/5 № 1261-59 |
А |
ТПОЛ-10 |
1947 |
О о о сч |
Ток первичный, I1 | |
С |
ТПОЛ-10 |
14591 | |||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=10000/100 № 20186-00 |
А В С |
НАМИ-10- 95УХЛ2 |
1461 |
Напряжение первичное, U1 | ||||
Счетчик |
КТсч=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
812114356 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | |||||
2 |
ПС 110/35/10/6 кВ "Гидрооборудование" яч.47 10кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; Ктт=600/5 № 1261-59 |
А |
ТПОЛ-10 |
12134 |
о о о сч |
Ток первичный, I1 | |
С |
ТПОЛ-10 |
27666 | |||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=10000/100 № 831-69 |
А В С |
НТМИ-10-66 |
ПНВА |
Напряжение первичное, U1 | ||||
Счетчик |
КТсч=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
812114032 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | |||||
3 |
ПС 110/35/10/6 кВ "Гидрооборудование" яч.28 6кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; Ктт=1000/5 № 1261-59 |
А |
ТПОЛ-10 |
14089 |
о о о сч |
Ток первичный, I1 | |
С |
ТПОЛ-10 |
13057 | |||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 20186-00 |
А В С |
НАМИ-10- 95УХЛ2 |
515 |
Напряжение первичное, U1 | ||||
Счетчик |
КТсч=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
812114094 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | |||||
4 |
ПС 110/35/10/6 кВ "Гидрооборудование" яч.8 6кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; Ктт=600/5 № 1261-59 |
А |
ТПОЛ-10 |
20398 |
о о сч |
Ток первичный, I1 | |
С |
ТПОЛ-10 |
20385 | |||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 20186-00 |
А В С |
НАМИ-10- 95УХЛ2 |
430 |
Напряжение первичное, U1 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
ПС 110/35/10/6 кВ "Гидрооборудование" яч.8 6кВ |
Счетчик |
КТсч=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
812110268 |
7200 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||
5 |
РП 10 кВ "Завод" яч.11 |
ТТ |
КТтт=0^; Ктт=150/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-1 |
22661 |
О о о |
Ток первичный, I1 |
В |
ТОЛ-10-1 |
22664 | ||||||
С |
ТОЛ-10-1 |
22655 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=10000/100 № 3344-08 |
А |
ЗНОЛ.06-10У3 |
1003865 |
Напряжение первичное, U1 | |||
В |
ЗНОЛ.06-10У3 |
1003861 | ||||||
С |
ЗНОЛ.06-10У3 |
1003816 | ||||||
Счетчик |
КТсч=0^/0,5 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
802110625 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
6 |
РП 10 кВ "Завод" яч.3 |
ТТ |
КТтт=0^; Ктт=150/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-1 |
22652 |
О о о СП |
Ток первичный, I1 |
В |
ТОЛ-10-1 |
17066 | ||||||
С |
ТОЛ-10-1 |
17316 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=10000/100 № 3344-08 |
А |
ЗНОЛ.06-10У3 |
1003865 |
Напряжение первичное, U1 | |||
В |
ЗНОЛ.06-10У3 |
1003861 | ||||||
С |
ЗНОЛ.06-10У3 |
1003816 | ||||||
Счетчик |
КТсч=0^/0,5 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
808101275 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
7 |
РП 10 кВ "Завод" яч.4 |
ТТ |
КТтт=0^; Ктт=150/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-1 |
22651 |
О о о |
Ток первичный, I1 |
В |
ТОЛ-10-1 |
22650 | ||||||
С |
ТОЛ-10-1 |
22649 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=10000/100 № 3344-08 |
А |
ЗНОЛ.06-10У3 |
1003867 |
Напряжение первичное, U1 | |||
В |
ЗНОЛ.06-10У3 |
1003869 | ||||||
С |
ЗНОЛ.06-10У3 |
1003868 | ||||||
Счетчик |
КТсч=0^/0,5 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
812105179 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
8 |
РП 10 кВ "Завод" яч.12 |
ТТ |
КТтт=0^; Ктт=150/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-1 |
17065 |
О о о СП |
Ток первичный, I1 |
В |
ТОЛ-10-1 |
17064 | ||||||
С |
ТОЛ-10-1 |
17063 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=10000/100 № 3344-08 |
А |
ЗНОЛ.06-10У3 |
1003867 |
Напряжение первичное, U1 | |||
В |
ЗНОЛ.06-10У3 |
1003869 | ||||||
С |
ЗНОЛ.06-10У3 |
1003868 | ||||||
Счетчик |
КТсч=0^/0,5 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
812104631 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
9 |
ПС 110/35/10 |
ТТ |
КТтт=0,5; |
А |
ТВК-10-УХЛ5 |
10026 |
Ток первичный, I1 | |
кВ "Чаплы- |
Ктт=200/5 |
С |
ТВК-10-УХЛ5 |
10025 | ||||
гин" яч.17 |
№ 8913-82 | |||||||
10 кВ |
ТН |
КТтн=0,5 |
А |
НАМИТ-10- |
145411000 |
Напряжение первичное, | ||
Ктн=10000/100 |
В |
2УХЛ2 |
0007 |
О о о "-f |
U1 | |||
№ 16687-07 |
С | |||||||
Счетчик |
КТсч=0,5Б/1,0 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
108074678 |
Ток вторичный, I2 | ||||
Ксч=1 |
Напряжение вторичное, | |||||||
№ 24524-04 |
U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | |||||||
10 |
ПС 35/10 кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; |
А |
ТВК-10-УХЛ3 |
8036 |
Ток первичный, I1 | |
"Хлебопро- |
Ктт=200/5 |
С |
ТВК-10-УХЛ3 |
8044 | ||||
дукты" яч.2 |
№ 8913-82 | |||||||
10кВ |
ТН |
КТтн=0,5 |
А |
НАМИ-10- |
Напряжение первичное, | |||
Ктн=10000/100 |
В |
95УХЛ2 |
1730 |
о о о "-f |
U1 | |||
№ 20186-00 |
С | |||||||
Счетчик |
КТсч=0,5Б/1,0 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0108071520 |
Ток вторичный, I2 | ||||
Ксч=1 |
Напряжение вторичное, | |||||||
№ 24524-04 |
U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | |||||||
11 |
ПС 35/10 кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; |
А |
ТВК-10-УХЛ3 |
20716 |
Ток первичный, I1 | |
"Хлебопро- |
Ктт=200/5 |
С |
ТВК-10-УХЛ3 |
10393 | ||||
дукты" яч.11 |
№ 8913-82 | |||||||
10кВ |
ТН |
КТтн=0,5 |
А |
НАМИ-10- |
Напряжение первичное, | |||
Ктн=10000/100 |
В |
95УХЛ2 |
1731 |
о о о "-f |
U1 | |||
№ 20186-00 |
С | |||||||
Счетчик |
КТсч=0,5Б/1,0 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0108072114 |
Ток вторичный, I2 | ||||
Ксч=1 |
Напряжение вторичное, | |||||||
№ 24524-04 |
U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | |||||||
12 |
ПС 110/6 кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; |
А |
ТПОЛ-10 |
15505 |
Ток первичный, I1 | |
"Агрегатная" |
Ктт=800/5 |
С |
ТПОЛ-10 |
15510 | ||||
яч.5 6кВ |
№ 1261-59 | |||||||
ТН |
КТтн=0,5 |
А |
НАМИ-10- |
Напряжение первичное, | ||||
Ктн=6000/100 |
В |
95УХЛ2 |
376 |
0096 |
U1 | |||
№ 20186-00 |
С | |||||||
Счетчик |
КТсч=0,5Б/1,0 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
802121978 |
Ток вторичный, I2 | ||||
Ксч=1 |
Напряжение вторичное, | |||||||
№ 36697-08 |
U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | |||||||
13 |
ПС 110/6 кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; |
А |
ТПОЛ-10 |
4644 |
Ток первичный, I1 | |
"Агрегатная" яч.17 6кВ |
Ктт=600/5 № 1261-59 |
С |
ТПОЛ-10 |
7076 | ||||
ТН |
КТтн=0,5 |
А |
НАМИ-10- |
Напряжение первичное, | ||||
Ктн=6000/100 |
В |
95УХЛ2 |
382 |
7200 |
U1 | |||
№ 20186-00 |
С | |||||||
Счетчик |
КТсч=0,5Б/1,0 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
802121852 |
Ток вторичный, I2 | ||||
Ксч=1 |
Напряжение вторичное, | |||||||
№ 36697-08 |
U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | |||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
14 |
ПС 110/6 кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; |
А |
ТОЛ-10 |
534 |
Ток первичный, Ij | |
"Западная" яч.104 6кВ |
Ктт=800/5 № 7069-79 |
С |
ТОЛ-10 |
993 | ||||
ТН |
КТтн=0,5 |
А |
НАМИТ- |
Напряжение первичное, | ||||
Ктн=6000/100 № 16687-97 |
В С |
10УХЛ2 |
0341 |
0096 |
U1 | |||
Счетчик |
КТсч=0,5Б/1,0 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
812111563 |
Ток вторичный, I2 | ||||
Ксч=1 |
Напряжение вторичное, | |||||||
№ 36697-08 |
U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | |||||||
15 |
ПС 110/6 кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; |
А |
ТПОЛ-10 |
542 |
Ток первичный, I1 | |
"Западная" яч.210 6кВ |
Ктт=800/5 № 1261-59 |
С |
ТПОЛ-10 |
994 | ||||
ТН |
КТтн=0,5 |
А |
НАМИТ- |
Напряжение первичное, | ||||
Ктн=6000/100 № 16687-97 |
В С |
10УХЛ2 |
0335 |
0096 |
U1 | |||
Счетчик |
КТсч=0,5Б/1,0 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
812110212 |
Ток вторичный, I2 | ||||
Ксч=1 |
Напряжение вторичное, | |||||||
№ 36697-08 |
U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | |||||||
16 |
ПС 110/6 кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; |
А |
ТОЛ-10 |
552 |
Ток первичный, I1 | |
"Западная" |
Ктт=800/5 |
С |
ТОЛ-10 |
553 | ||||
яч.103 6кВ |
№ 7069-79 | |||||||
ТН |
КТтн=0,5 |
А |
НАМИТ- |
0341 |
Напряжение первичное, | |||
Ктн=6000/100 № 16687-97 |
В С |
10УХЛ2 |
0096 |
U1 | ||||
Счетчик |
КТсч=0,5Б/1,0 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
812110191 |
Ток вторичный, I2 | ||||
Ксч=1 |
Напряжение вторичное, | |||||||
№ 36697-08 |
U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | |||||||
17 |
ПС 110/6 кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; |
А |
ТПОЛ-10 |
991 |
Ток первичный, I1 | |
"Западная" яч.211 6кВ |
Ктт=800/5 № 1261-59 |
С |
ТПОЛ-10 |
992 | ||||
ТН |
КТтн=0,5 |
А |
НАМИТ- |
Напряжение первичное, | ||||
Ктн=6000/100 № 16687-97 |
В С |
10УХЛ2 |
0335 |
0096 |
U1 | |||
Счетчик |
КТсч=0,5Б/1,0 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
802121120 |
Ток вторичный, I2 | ||||
Ксч=1 |
Напряжение вторичное, | |||||||
№ 36697-08 |
U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | |||||||
18 |
ПС 110/6кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; |
А |
ТВК-10-УХЛ3 |
16442 |
Ток первичный, I1 | |
"Трубная-1" яч.7 6кВ |
Ктт=600/5 № 8913-82 |
С |
ТВК-10-УХЛ3 |
00471 | ||||
ТН |
КТтн=0,5 |
А |
НТМИ-6 |
Напряжение первичное, | ||||
Ктн=6000/100 |
В |
522 |
7200 |
U1 | ||||
№ 831-69 |
С | |||||||
Счетчик |
КТсч=0,5Б/1,0 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
802121060 |
Ток вторичный, I2 | ||||
Ксч=1 |
Напряжение вторичное, | |||||||
№ 36697-08 |
U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | |||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
19 |
ПС 110/6кВ "Трубная-1" яч.15 6кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; Ктт=600/5 № 8913-82 |
А |
ТВК-10-УХЛ3 |
15314 |
7200 |
Ток первичный, I| |
С |
ТВК-10-УХЛ3 |
15309 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70 |
А |
НТМИ-6-66 |
903 |
Напряжение первичное, U1 | |||
В | ||||||||
С | ||||||||
Счетчик |
КТсч=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
802121841 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ, ТН на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей 5w(Q) ИК активной (реактивной) электроэнергии (мощности) АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации
% | |||||||
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cos j |
5 %£ I/In3<20% WP 5 %£ WP4<WP 20 % |
20%£I/In<100% WP20 % £WP<WP100 % |
100%£ I/In£120% WP100 % £WP£ WP120 % |
1 - 4, 9 - 19 |
0,5 |
0,5 |
0,5s |
1,0 |
±2,2 |
±1,3 |
±1,2 |
0,8 |
±3,1 |
±1,8 |
±1,5 | ||||
0,5 |
±5,6 |
±3,1 |
±2,5 | ||||
d WQ, % | |||||||
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cos j (sin j) |
5 %£ I/In<20% WQ 5 %£ WQ<WQ 20 % |
20%£I/In<100% WQ20 % £WQ<WQ100 % |
100%£ I/In£120% WQ100 % £WQ£ WQ120 % |
1 - 4, 9 - 19 |
0,5 |
0,5 |
1,0 |
0,8(0,6) |
±4,8 |
±3,2 |
±2,8 |
0,5(0,87) |
±3,1 |
±2,6 |
±2,4 |
Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей 5w(Q) ИК активной (реактивной) электроэнергии (мощности) АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации
Sw, % | ||||||||
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cos j |
1 % £ I/In5 < 5% WP 1% £ WP6 < WP 5 % |
5 %£ I/In < 20% WP 5 % £ WP < WP 20 % |
20%£I/In<100 % WP20 % £WP<WP100 % |
100% £ I/In £< 120% WP100 % £ WP £ WP120 % |
5 - 8 |
0,2s |
0,5 |
0,2s |
1,0 |
±1,2 |
±0,9 |
±0,7 |
±0,7 |
0,8 |
±1,4 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 | ||||
0,5 |
±2,3 |
±1,7 |
±1,5 |
±1,5 |
d WQ, % | ||||||||
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cos j (sin j) |
1 % £ I/In < 5% WQ1% £ WQ < WQ 5 % |
5 % £ I/In< 20% WQ 5 % £ WQ< WQ 20 % |
20% £ I/In < 100% WQ20 % £ WQ < WQ100 % |
100%£ I/In<£120% WQ100 % £WQ£ WQ120 % |
5 - 8 |
0,2s |
0,5 |
0,5 |
0,8(0,6) |
±1,9 |
±1,6 |
±1,3 |
±1,3 |
0,5(0,87) |
±2,7 |
±2,1 |
±1,8 |
±1,8 | ||||
5 - 8 |
0,2s |
0,5 |
0,2s |
1,0 |
±1,2 |
±0,9 |
±0,7 |
±0,7 |
Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:
-
• трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001
-
• трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001
-
• счётчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425- 2005.
Таблица 5 - Условия эксплуатации ИК АИИС КУЭ
Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин |
Диапазоны изменения параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала | ||
Счетчики |
ТТ |
ТН | |
Сила переменного тока, А |
от I2 мин до I2 макс |
от ^мин до 1,2 ^ном |
- |
Напряжение переменного тока, В |
от 0,9 ^2ном до 1,1 и2ном |
- |
от 0,9 U1 ном до 1,1 U1 ном |
Коэффициент мощности (cos ф) |
0,5 инд; 1,0; 0,8 емк |
0,8 инд; 1,0 |
0,8 инд ;1,0 |
Частота, Гц |
от 47,5 до 52,5 |
от 47,5 до 52,5 |
от 47,5 до 52,5 |
Температура окружающего воздуха, °С -По ЭД - Реальные (в помещении П/С) |
от минус 40 до плюс 60 от 5 до 35 |
от минус 50 до плюс 45 от 5 до 35 |
от минус 50 до плюс 45 От 5 до 35 |
Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл |
не более 0,5 |
- |
- |
Мощность вторичной нагрузки ТТ (при cosj2 =0,8 ИнЦ) |
— |
от 0,2552ном до 1,0^2ном |
- |
Мощность нагрузки ТН (при COsj2 =0,8 инд) |
— |
- |
от 0,255’ном до 1,0^ном |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Параметры надежности трансформаторов тока:
-
• среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,
-
• срок службы, не менее 25 лет
Параметры надежности трансформаторов напряжения:
-
• среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,
-
• срок службы, не менее 25 лет
Параметры надежности счётчиков электроэнергии:
-
• среднее время наработки на отказ не менее 90000 ч,
-
• среднее время восстановления работоспособности не более 24 ч;
-
• срок службы, не менее 30 лет
Параметры надежности сервера:
-
• коэффициент готовности не менее 0,99,
-
• среднее время наработки на отказ не менее 100000 ч,
-
• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.
Параметры надежности СОЕВ:
-
• коэффициент готовности не менее 0,95,
-
• среднее время восстановления работоспособности не более 48 ч;
-
• блок синхронизации срок службы, не менее 25 лет
Параметры надежности каналообразующей аппаратуры (модемы и т.п.):
-
• коэффициент готовности не менее 0,95,
-
• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.;
-
• среднее время наработки па отказ не менее 30000 ч.
Параметры надежности каналов передачи данных:
-
• коэффициент готовности не менее 0,95,
-
• скорость передачи данных 9600 бит/с.
Параметры надежности блока синхронизации часов реального времени (КСС-11):
-
• среднее время наработки па отказ не менее 100000 ч,
-
• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч;
-
• срок службы, не менее 25 лет
Надежность системных решений:
-
• наличие на сервере аппаратных средств резервирования информации (RAID 5);
-
• резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
-
• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий: в журнале событий счётчика:
-
• параметрирования;
-
• пропадания напряжения;
-
• коррекции времени в счетчике
Регистрация событии: в журнале событий сервера:
-
• параметрирования;
-
• пропадания напряжения;
-
• коррекции времени в сервере.
Контроль полноты и достоверности результатов и состояния средств измерений.
Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
• выходных клемм трансформаторов тока и напряжения;
-
• электросчётчика;
-
• промежуточных клеммников вторичных цепей;
-
• сервера
Защита информации на программном уровне:
-
• установка пароля на счетчик;
-
• установка пароля на сервере.
Глубина хранения информации:
-
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100
суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
-
• сервер - суточные данные о 30-ти приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 3,5 года (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3,5 года;
-
• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.