Номер по Госреестру СИ: 55137-13
55137-13 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ЗАО "Энергосети"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ЗАО «Энергосети» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения электрической энергии (мощности), потребляемой объектами ЗАО «Энергосети», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), филиала "ОАО МРСК Центра" - "Тверьэнерго", "ОАО Тверьоблэлектро" и другими внешними пользователями. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Программное обеспечение
В состав прикладного программного обеспечения (ПО) сервера БД АИИС КУЭ ЗАО "Энергосети" входит многопользовательский программный комплекс "АльфаЦЕНТР" с возможностью опроса до 10 счетчиков электрической энергии.
ПО "АльфаЦЕНТР" базируется на принципах клиент-серверной архитектуры и обеспечивает соблюдение принципов взаимодействия открытых систем. В качестве СУБД используется ORACLE Personal Edition 11. В ПО предусмотрено разграничение доступа к функциям для различных категорий пользователей, а также фиксации действий персонала в системном журнале.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ПО "АльфаЦЕНТР" и определяются классом применяемых электросчетчиков и трансформаторов.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии в ПО "АльфаЦЕНТР", получаемой за счет математической обработки измерительной информации,
Лист № 3 Всего листов 16 поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного АИИС КУЭ приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификаци онный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентифика тора программно го обеспечения |
Планировщик опроса и передачи данных - Amrserver.exe |
Elster AmrServer |
4.2.1.0 |
045761ae9e8e40c82b061 937aa9c5b00 | |
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД - Amrc.exe |
RTU327 Amr Client |
4.3.0.0 |
b9b908fbf31b532757cd5 cd1efedf6d8 | |
Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД - Amra.exe |
RTU327 Amr Client |
4.3.0.0 |
a5d6332fc9afe785b9f243 a6861606f2 |
md5 |
Драйвер работы с БД - Cdbora2.dll |
Oracle database driver for ACComm |
4.2.0.0 |
860d26cf7a0d26da4acb3 862aaee65b1 | |
Библиотека шифрования пароля счетчиков - encryptdll.dll |
Идентификационное наименование отсутствует |
2.0.0.0 |
0939ce05295fbcbbba400 eeae8d0572c | |
Библиотека сообщений планировщика опросов -alphamess.dll |
Идентификационное наименование отсутствует |
Номер версии отсутствует |
b8c331abb5e34444170ee e9317d635cd |
В соответствии с МИ 3286-2010 установлен уровень "С" защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений.
Знак утверждения типа
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМетоды измерений приведены в документе МГЭР.411713.00422. Методика измерений "Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ЗАО "Энергосети". Методика (метод) измерений электрической энергии";
Методика (метод) измерений - 411713.00422. Методика измерений "Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ЗАО "Энергосети". Методика (метод) измерений электрической энергии" аттестована Государственным центром испытаний средств измерений ООО "Испытательный центр "Энерготестконтроль" по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 85/01.00066-2010/2012 от 07 августа 2013 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ:
-
1) ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
-
2) ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
-
3) ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия;
-
4) ГОСТ Р 52323-2005. (МЭК 62053-22:2003) "Аппаратура для измерений электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики
активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S";
-
5) ГОСТ Р 52425-2005. (МЭК 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МГЭР.411713.00422.МП "Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учёта электрической энергии ЗАО
"Энергосети". Методика поверки", утверждённому Государственным центром испытаний средств измерений ООО "Испытательный центр "Энерготестконтроль" 06.08.2013 г.
Средства поверки:
Радиочасы МИР РЧ-02, Госреестр № 46656-11.
Средства поверки - измерительных компонентов:
-
- трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
-
- трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
-
- счётчиков электрической энергии в соответствии с документом "Счётчики электрической энергии трёхфазные статические СЭТ-4ТМ.03М. Методика поверки в составе ИЛГШ.411152.146 РЭ1", согласованная с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
-
- УСВ-2 в соответствии с утвержденным документом "Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001 И1", утверждённым ФГУП "ВНИИФТРИ" 12.05.2010 г.
Изготовитель
Открытое акционерное общество "Мосгорэнерго"Адрес: 125581, г. Москва, ул. Лавочкина, д.34
Тел/факс: 8(495) 730-53-12/747-07-61, E-mail: info@oaomge.ru
Испытательный центр
"Энерготестконтроль" 06.08.2013 г.Средства поверки:
Радиочасы МИР РЧ-02, Госреестр № 46656-11.
Средства поверки - измерительных компонентов:
-
- трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
-
- трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
-
- счётчиков электрической энергии в соответствии с документом "Счётчики электрической энергии трёхфазные статические СЭТ-4ТМ.03М. Методика поверки в составе ИЛГШ.411152.146 РЭ1", согласованная с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
-
- УСВ-2 в соответствии с утвержденным документом "Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001 И1", утверждённым ФГУП "ВНИИФТРИ" 12.05.2010 г.
Методика (метод) измерений - 411713.00422. Методика измерений "Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ЗАО "Энергосети". Методика (метод) измерений электрической энергии" аттестована Государственным центром испытаний средств измерений ООО "Испытательный центр "Энерготестконтроль" по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 85/01.00066-2010/2012 от 07 августа 2013 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ:
-
1) ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
-
2) ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
-
3) ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия;
-
4) ГОСТ Р 52323-2005. (МЭК 62053-22:2003) "Аппаратура для измерений электрической
активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S";
-
5) ГОСТ Р 52425-2005. (МЭК 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".
Изготовитель: Открытое акционерное общество "Мосгорэнерго"
Адрес: 125581, г. Москва, ул. Лавочкина, д.34
Тел/факс: 8(495) 730-53-12/747-07-61, E-mail: info@oaomge.ru
:
Государственный центр испытаний средств измерений ООО " "Энерготестконтроль"
Адрес: 11543, г. Москва, ул. Первомайская, д.35/18,стр.1,
Почтовый адрес : 115419, г. Москва, ул. 2-й Рощинский проезд, дом 8
Тел/факс: (495) 737 61 17
E-mail: mail@etcontrol.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ 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 АИИС КУЭ;
-
• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
• ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й и 2-й уровни АИИС КУЭ:
-
- 1-й уровень информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
-
- 2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983 - 2001, трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03М по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Состав 1-го уровня приведен в таблице 2.
ИВК включает в себя сервер базы данных (далее - сервер БД) типа Сервер НР Proliant DL 180 G6 WW, 6 сотовых модема стандарта GSM IRZ MC52i-485 GI,систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) на базе устройства синхронизации времени УСВ-2, программное
Лист № 2 Всего листов 16 обеспечение ПО Альфа Центр Многопользовательская версия (далее - ПО), коммуникационное оборудование для обмена данными со счетчиками (интерфейс RS-485/RS-232, GSM-модемы GSM IRZ MC52i-485 GI), устройство бесперебойного питания сервера (UPS)/ Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков с помощью беспроводных линий связи поступает на сервер БД. Информация в сервере БД формируется в архивы и записывается на жесткий диск. Сервер подключается к коммуникатору сети Ethernet. На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-2, установленного на уровне ИВК. УСВ-2 включает в себя GPS - приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы сервера АИИС КУЭ синхронизированы со временем GPS - приемника, корректировка часов севера АИИС КУЭ выполняется при расхождении часов сервера и GPS - приемника на ±1 с. Сверка показаний часов счетчиков АИИС КУЭ с часами сервера происходит при каждом опросе, при расхождении часов счетчиков с часами сервера на ±2 с выполняется их корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Организация защиты от несанкционированного доступа: в АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков и информационных цепей.
Состав измерительных каналов (ИК) приведен в таблице 2. Значение характеристик погрешности АИИС КУЭ в рабочих условиях приведены в таблицах 3, 4. Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 5.
Блок-схема АИИС КУЭ приведена на рисунке. 1.

УСВ-2
Среда передачи данных Ithemel )
Модой <iSM 1Н/. мс5адазо1
Уровень ИВК
:!RK
RS-232
Ctputp CUCp* хШИНЫЛ
Сервер БД
. JO Альфа-Центр
AC UB ACT.ACXML
LOO Haw-T
LAN npuxiipiEKiHn
R5-4E5
B.S-4S5
Счстшжн (S шт)
DT ■IT.M.03M
KS -lb3
Wli
Счстчпэн IS пгт.) CjT ITK1.CCM
Г1С llOLOkB ' 1Цмшмтмитсль"
Mo.i.ux CibM
MCS2i-4e5GI
('■ILPIHKII (5 nr • I
CTMTV.03M
иым
MCHi-WOi
ВЛадам G5 M
IRZ
r^(’32i-1b5(H
\|j' ДСПй'.ОьИ
4 "Эпире*
Мецен GSM m2 MCjZi-IN’OI
I/ UCJSdOzB "EMK"
\|/ DCIIM&jlB Y ^ПЙГфОЮИНМИаГ
V 11035.-11) ДЗ
W
_
\|/ no :IM5'10kB у -УЖ»-
ОАО "АТС
Т irtpcwoe ГЛ У
ОАО
HTfcefiiflfin3hcpiC’“
ОАО
"Тверь же]»*-’
Рисунок 1
its dKS
Wli |
WJ1 | |
Омггчмки |K un.l ОТ-4ТМ.11.Ш |
VI^lm ОЫМ MC:22i-4«5(.rl | ||
Rb 11 |
4U* Wh I |
OTjTM.turf
М< u,cvi G :--.М — МОЗЗвЧНЯН | |
KS -1К5 | |
’А |
vj Wil |
.■ зег .USII J II I.' СЭТ-4ТМД334
Таблица 2 - Состав 1-го уровня ИК
№ ИК |
Наименование присоединения |
Состав ИИК ТИ |
Вид электроэнергии |
Основная погрешность, % | ||
ТТ |
ТН |
Счётчик | ||||
1 |
ПС 110/35/10 кВ "Ржев" фидер 35 |
ТЛМ-10 К тт 400/5, КТ 0,5, Зав. № А - 2698 С - 1620 |
НАМИ-10-95 УХЛ2, К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 501 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121128 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
2 |
ПС 110/35/10 кВ "Ржев" ячейка 31 |
ТЛМ-10 К тт 400/5, КТ 0,5, Зав. № А - 1506 С - 0133 |
НАМИ-10-95 ХЛ2, КТ 0,5, К тн 10/ 0,1 Зав. № 501 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0812090777 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
3 |
ПС 110/35/10 кВ "Ржев" ячейка 05 |
ТЛМ-10 К тт 400/5, КТ 0,5, Зав. № А - 1615 С - 9029 |
НАМИ-10-95 УХЛ2, К тн 10/ 0,1, КТ 0,5, Зав. № 501 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121245 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
4 |
ПС 110/35/10 кВ "Ржев" фидер 30 |
ТЛМ-10 К тт 300/5, КТ 0,5, Зав. № А - 4302 С - 4005 |
НАМИ-10-95 УХЛ2, К тн 10/ 0,1, КТ 0,5, Зав. № 800 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120995 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
5 |
ПС 110/35/10 кВ "Ржев" ячейка 28 |
ТЛМ-10 К тт 300/5, КТ 0,5, Зав. № А - 4269 С - 4011 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 К тн 10/ 0,1, КТ 0,5, Зав. № 800 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120965 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
6 |
ПС 110/35/10 кВ "Ржев" ячейка 26 |
ТЛМ-10 К тт 300/5, КТ 0,5, Зав. № А - 4305 С - 3701 |
НАМИ-10-95 УХЛ2, К тн 10/ 0,1, КТ 0,5, Зав. № 800 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121062 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
7 |
ПС 110/35/10 кВ "Ржев" фид.20 |
ТЛМ-10 К тт 400/5, КТ 0,5, Зав. № А - 2671 С - 6150 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 К тн 10/ 0,1, КТ 0,5, Зав. № 800 |
СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121038 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
8 |
ПС 110/35/10 кВ "Ржев" фидер 16 |
ТЛМ-10 К тт 200/5, КТ 0,5, Зав.№ А - 1150 |
НАМИ-10-95 УХЛ2, К тн 10/ 0,1, КТ 0,5, Зав. № 800 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0211120976 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
№ ИК |
Наименование присоединения |
Состав ИИК ТИ |
Вид электроэнергии |
Основная погрешность, % | ||
ТТ |
ТН |
Счётчик | ||||
С - 1223 | ||||||
9 |
ПС 35/10 кВ "РМК" фид.1 |
ТВЛМ-10 К тт 300/5, КТ 0,5, Зав. № А - 81362 С - 85531 |
НТМИ-10, КТ 0,2, К тн 10/0,1 Зав. № 269 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121119 |
Активн. Реактивн. |
± 1,7 ± 3,8 |
10 |
ПС 35/10 кВ "РМК" фид.8 |
ТПФМ-10 К тт 200/5, КТ 0,5, Зав. № А - 8318 С - 3091 |
НТМИ-10, К тн 10/0,1, КТ 0,2, Зав. № 3213 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121010 |
Активн. Реактивн. |
± 1,7 ± 3,8 |
11 |
ПС 35/10 кВ "РМК" фид.10 |
ТПЛ-10 К тт 200/5, КТ 0,5, Зав. № А - 7986 С - 7988 |
НТМИ-10, К тн 10/0,1, КТ 0,2, Зав. № 3213 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120997 |
Активн. Реактивн. |
± 1,7 ± 3,8 |
12 |
ПС 35/10 кВ "РМК" фид.11 |
ТПЛ-10 К тт 150/5, КТ 0,5, Зав. № А - 37844 С - 59519 |
НТМИ-10, К тн 10/ 0,1, КТ 0,2, Зав. № 3213 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121082 |
Активн. Реактивн. |
± 1,7 ± 3,8 |
13 |
ПС 35/10 кВ "РМК" фид.13 |
ТПЛ-10 К тт 300/5, КТ 0,5, Зав. № А - 7910 С - 7957 |
НТМИ-10, К тн 10/0,1, КТ 0,2, Зав. № 3213 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120963 |
Активн. Реактивн. |
± 1,7 ± 3,8 |
14 |
ПС 35/10 кВ "ЦДТ" фид.2 |
ТЛМ-10 К тт 200/5, КТ 0,5, Зав. № А - 9489 С - 3928 |
НАМИ-10-95 УХЛ2, К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 1020 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121024 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
15 |
ПС 35/10 кВ "ЦДТ" фид.4 |
ТЛМ-10 К тт 150/5, КТ 0,5, Зав. № А - 443 С - 424 |
НАМИ-10-95 УХЛ2, К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 1020 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120953 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
№ ИК |
Наименование присоединения |
Состав ИИК ТИ |
Вид электроэнергии |
Основная погрешность, % | ||
ТТ |
ТН |
Счётчик | ||||
16 |
ПС 35/10 кВ "ЦДТ" фид 5 |
ТЛМ-10 К тт 100/5, КТ 0,5, Зав. № А - 3064 С - 2225 |
НАМИ-10-95 УХЛ2, К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 1020 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121268 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
17 |
ПС 35/10 кВ "ЦДТ" фид.8 |
ТЛМ-10 К тт 200/5, КТ 0,5, Зав. № А - 6308 С - 5315 |
НАМИ-10-95 УХЛ2, К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 177 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120946 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
18 |
ПС 35/10 кВ "ЦДТ" фид.13 |
ТЛМ-10 К тт 300/5, КТ 0,5, Зав. № А - 1220 С - 1335 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 177 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121121 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
19 |
ПС 110/10 кВ "Электромех аника" фид.1 |
ТЛМ-10 К тт 200/5, КТ 0,5, Зав. № А - 2155 С - 2429 |
НТМИ-10-66 К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 5551 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120916 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
20 |
ПС 110/10 кВ "Электромеханика" фид.2 |
ТЛМ-10 К тт 300/5, КТ 0,5, Зав. № А - 8143 С - 8149 |
НТМИ-10-66 К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 5551 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121188 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
21 |
ПС 110/10 кВ "Электромеханика" фид.4 |
ТЛМ-10 К тт 150/5, КТ 0,5, Зав. № А - 2135 С - 4899 |
НТМИ-10-66 К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 5551 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120942 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
22 |
ПС 110/10 кВ "Электромеханика" фид.5 |
ТЛМ-10 К тт 400/5, КТ 0,5, Зав. № А - 5115 С - 6560 |
НТМИ-10-66 К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 5551 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120938 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
23 |
ПС 110/10 кВ "Электромеханика" фид.13 |
ТЛМ-10-1У3 К тт 100/5, КТ 0,5 S, Зав. № А- 2162130000001 С-2162130000002 |
НТМИ-10-66 К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 2275 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120972 |
Активн. Реактивн. |
± 1,7 ± 4,0 |
№ ИК |
Наименование присоединения |
Состав ИИК ТИ |
Вид электроэнергии |
Основная погрешность, % | ||
ТТ |
ТН |
Счётчик | ||||
24 |
ПС 110/10 кВ "Электромеханика" фид.14 |
ТЛМ-10 К тт 300/5, КТ 0,5, Зав. № А - 4235 С - 4558 |
НТМИ-10-66 К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 2275 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121247 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
25 |
ПС 110/10 кВ "Электромеханика" фид.15 |
ТЛМ-10-1 К тт 150/5, КТ 0,5 S, Зав. № А- 2162130000003 С-2162130000004 |
НТМИ-10-66 К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 2275 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121055 |
Активн. Реактивн. |
± 1,7 ± 4,0 |
26 |
ПС 110/10 кВ "Электромеханика" фид.17 |
ТЛМ-10 К тт 200/5, КТ 0,5, Зав. № А - 9587 С - 2423 |
НТМИ-10-66 К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 2275 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121181 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
27 |
ПС 110/10 кВ "Краностро-итель" фид.16 |
ТЛМ-10 К тт 400/5, КТ 0,5, Зав. № А - 2731 С - 2831 |
НТМИ-10-66 К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 7809 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121005 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
28 |
ПС 110/10 кВ "Краностро-итель" фид.22 |
ТЛМ-10 К тт 300/5, КТ 0,5, Зав. № А - 0252 С - 0404 |
НТМИ-10-66 К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 1685 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121003 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
29 |
ПС 110/10 кВ "Краностро-итель" фид.39 |
ТЛМ-10 К тт 100/5, КТ 0,5, Зав. № А - 3178 С - 2432 |
НТМИ-10-66 К тн 10/ 0,1, КТ 0,5, Зав. № 9724 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121252 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
30 |
ПС 110/10 кВ "Краностро-итель" фид.49 |
ТЛМ-10 К тт 150/5, КТ 0,5, Зав. № А - б/н С - 4853 |
НТМИ-10-66 К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 999 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120988 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
31 |
ПС 110/10 кВ "Элтра" фид.7 |
ТПЛМ-10 К тт 200/5, КТ 0,5, Зав. № А - 8671 С - 8702 |
НТМИ-10 К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 7650 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121126 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
№ ИК |
Наименование присоединения |
Состав ИИК ТИ |
Вид электроэнергии |
Основная погрешность, % | ||
ТТ |
ТН |
Счётчик | ||||
32 |
ПС 110/10 кВ "Элтра" фид.11 |
ТПЛМ-10 К тт 150/5, КТ 0,5, Зав. № А - 28312 С - 33278 |
НТМИ-10 К тн 10/ 0,1, КТ 0,5, Зав. № 7597 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120960 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
33 |
ПС 110/10 кВ "Элтра" фид.12 |
ТПЛМ-10 К тт 200/5, КТ 0,5, Зав. № А - 8260 С - 6236 |
НТМИ-10 К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 7592 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0806130311 |
Активн. Реактивн. |
± 1,8 ± 4,0 |
Примечания
параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном при трансформаторе тока с классом точности 0,5, ток (0,01 - 1,0) 1ном при трансформаторе тока с классом точности 0,5S, cosj = 0,8 инд.; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70° С, для счетчиков от минус 40 до плюс 70°С; для сервера от плюс 10 до плюс 40°С;
|
Значение характеристик погрешности АИИС КУЭ в рабочих условиях при измерении активной и реактивной электроэнергии приведены в таблице 3, 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях при измерении
активной электроэнергии
№ ИК |
Диапазон значений cos ф |
Тип нагрузки |
Предел допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ), % | ||||
1< !раб <2 |
2< !раб <5 |
5< ^аб <20 |
20< !раб <100 |
100< !раб <120 | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1-8, |
0,5 < cos ф < 0,8 |
инд. |
не норм. |
не норм. |
± 5,8 |
± 3,6 |
± 3,0 |
14-20, 22, 24-33 |
0,8 < cos ф < 0,866 |
инд. |
не норм. |
не норм. |
± 3,3 |
± 2,2 |
± 2,0 |
0,866 < cos ф < 0,9 |
инд. |
не норм. |
не норм. |
± 2,9 |
± 2,0 |
± 1,8 | |
0,9 < cos ф < 0,95 |
инд. |
не норм. |
не норм. |
± 2,7 |
± 1,9 |
± 1,8 | |
0,95 < cos ф < 0,99 |
инд. |
не норм. |
не норм. |
± 2,4 |
± 1,8 |
± 1,7 |
0,99 < cos ф < 1 |
инд. |
не норм. |
не норм. |
± 2,2 |
± 1,7 |
± 1,6 | |
cos ф = 1 |
не норм. |
не норм. |
± 2,2 |
± 1,6 |
± 1,5 | ||
0,8 < cos ф < 1 |
емк. |
не норм. |
не норм. |
± 3,4 |
± 2,2 |
± 2,0 | |
9-13 |
0,5 < cos ф < 0,8 |
инд. |
не норм. |
не норм. |
± 5,7 |
± 3,4 |
± 2,8 |
0,8 < cos ф < 0,866 |
инд. |
не норм. |
не норм. |
± 3,2 |
± 2,1 |
± 1,9 | |
0,866 < cos ф < 0,9 |
инд. |
не норм. |
не норм. |
± 2,8 |
± 1,9 |
± 1,7 | |
0,9 < cos ф < 0,95 |
инд. |
не норм. |
не норм. |
± 2,6 |
± 1,8 |
± 1,7 | |
0,95 < cos ф < 0,99 |
инд. |
не норм. |
не норм. |
± 2,4 |
± 1,7 |
± 1,6 | |
0,99 < cos ф < 1 |
инд. |
не норм. |
не норм. |
± 2,2 |
± 1,6 |
± 1,5 | |
cos ф = 1 |
не норм. |
не норм. |
± 2,1 |
± 1,6 |
± 1,5 | ||
0,8 < cos ф < 1 |
емк. |
не норм. |
не норм. |
± 3,3 |
± 2,2 |
± 1,9 | |
21, 23 |
0,5 < cos ф < 0,8 |
инд. |
не норм. |
± 5,3 |
± 3,7 |
± 3,0 |
± 3,0 |
0,8 < cos ф < 0,866 |
инд. |
не норм. |
± 3,1 |
± 2,3 |
± 2,0 |
± 2,0 | |
0,866 < cos ф < 0,9 |
инд. |
не норм. |
± 2,8 |
± 2,1 |
± 1,8 |
± 1,8 | |
0,9 < cos ф < 0,95 |
инд. |
не норм. |
± 2,6 |
± 2,0 |
± 1,7 |
± 1,8 | |
0,95 < cos ф < 0,99 |
инд. |
не норм. |
± 2,4 |
± 1,8 |
± 1,6 |
± 1,7 | |
0,99 < cos ф < 1 |
инд. |
не норм. |
± 2,3 |
± 1,7 |
± 1,5 |
± 1,6 | |
cos ф = 1 |
2,4 |
± 2,2 |
± 1,6 |
± 1,5 |
± 1,5 | ||
0,8 < cos ф < 1 |
емк. |
не норм. |
± 3,1 |
± 2,4 |
± 2,0 |
± 2,0 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях при измерении
реактивной электроэнергии
№ ИК |
Диапазон значений cos ф |
Предел допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электроэнергии (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ), % | ||||
1< 1раб <2 |
2< 1раб <5 |
5< 1раб <20 |
20< 1раб <100 |
100< 1раб <120 | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
1-8, 14-20, 22, 24-33 |
0,5 < cos ф < 0,8 |
не норм. |
не норм. |
± 5,3 |
± 3,7 |
± 3,4 |
0,8 < cos ф < 0,866 |
не норм. |
не норм. |
± 6,3 |
± 4,2 |
± 3,7 | |
0,866 < cos ф < 0,9 |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
± 4,6 |
± 4,0 | |
0,9 < cos ф < 0,95 |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
± 6,0 |
± 5,0 | |
0,95 < cos ф < 1 |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
не норм. | |
9-13 |
0,5 < cos ф < 0,8 |
не норм. |
не норм. |
± 5,2 |
± ,6 |
± 3,2 |
0,8 < cos ф < 0,866 |
не норм. |
не норм. |
± 6,2 |
± 4,0 |
± 3,5 | |
0,866 < cos ф < 0,9 |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
± 4,5 |
± 3,8 | |
0,9 < cos ф < 0,95 |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
± 5,7 |
± 4,7 | |
0,95 < cos ф < 1 |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
21, 23 |
0,5 < cos ф < 0,8 |
не норм. |
не норм. |
± 3,8 |
± 3,3 |
± 3,4 |
0,8 < cos ф < 0,866 |
не норм. |
не норм. |
± 4,3 |
± 3,7 |
± 3,7 | |
0,866 < cos ф < 0,9 |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
± 4,0 |
± 4,0 | |
0,9 < cos ф < 0,95 |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
± 5,0 |
± 5,0 | |
0,95 < cos ф < 1 |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
не норм. |
Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 5
Таблица 5 - Основные технические характеристики
№ ИК |
Наименование характеристики |
Значение | |
1, 5, 6, 9, 11, 18, 22, 25, 28 |
Номинальный ток: |
первичный (1н1) вторичный (1н2) |
300 А 5 А |
Диапазон тока: |
первичного (I1) вторичного (I2) |
От 15 до 300 А От 0,25 до 5 А | |
Номинальное напряжение: |
первичное (U^) вторичное (ин2) |
10 000 В 100 В | |
Диапазон напряжения: |
первичное (ин!) вторичное (ин2) |
От 9500 до 10500 В От 95 до 105 В | |
Коэффициент мощности cos j |
От 0,5 до 1,0 | ||
Номинальная нагрузка ТТ |
10 ВА | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТТ |
От 2,5 до 10 ВА | ||
Номинальная нагрузка ТН |
200 ВА | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТН |
От 50 до 200 ВА | ||
Номинальная нагрузка ТН |
150 ВА | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТН |
От 37,5 до 150 ВА | ||
Допустимое значение с-os j2 во вторичной цепи нагрузки ТТ |
От 0,8 до 1,0 | ||
2, 3, 4, 7, 24, 27 |
Номинальный ток: |
первичный (1н1) вторичный (1н2) |
400 А 5 А |
Диапазон тока: |
первичного (I1) вторичного (I2) |
От 20 до 400 А От 0,25 до 5 А | |
Номинальное напряжение: |
первичное (U^) вторичное (ин2) |
10000 В 100 В | |
Диапазон напряжения: |
первичное (ин!) вторичное (ин2) |
От 9500 до 10500 В От 95 до 105 В | |
Коэффициент мощности cos j |
От 0,5 до 1,0 | ||
Номинальная нагрузка ТТ |
10 ВА | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТТ |
От 2,5 до 10 ВА | ||
Номинальная нагрузка ТН |
200 ВА | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТН |
От 50 до 200 ВА | ||
Номинальная нагрузка ТН |
150 ВА | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТН |
От 37,5 до 150 ВА | ||
Допустимое значение с-os j2 во вторичной цепи нагрузки ТТ |
От 0,8 до 1,0 |
№ ИК |
Наименование характеристики |
Значение | |
8, 10, 13, 14, 17, 19, 26, 32, 33 |
Номинальный ток: |
первичный (1н1) вторичный (1н2) |
200 А 5 А |
Диапазон тока: |
первичного (I1) вторичного (I2) |
От 10 до 200 А От 0,25 до 5 А | |
Номинальное напряжение: |
первичное (ин!) вторичное (ин2) |
1000 В 100 В | |
Диапазон напряжения: |
первичное (ин!) вторичное (ин2) |
От 9500 до 10500 В От 95 до 105 В | |
Коэффициент мощности cos j |
От 0,5 до 1,0 | ||
Номинальная нагрузка ТТ |
10 ВА | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТТ |
От 2,5 до 10 ВА | ||
Номинальная нагрузка ТН |
200 ВА | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТН |
От 50 до 200 ВА | ||
Номинальная нагрузка ТН |
150 ВА | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТН |
От 37,5 до 150 ВА | ||
Допустимое значение с-os j2 во вторичной цепи нагрузки ТТ |
От 0,8 до 1,0 | ||
12, 15, 20, 23, 30, 31 |
Номинальный ток: |
первичный (1н1) вторичный (1н2) |
150 А 5 А |
Диапазон тока: |
первичного (I1) вторичного (I2) |
От 7,5 до 150 А От 0,25 до 5 А | |
Номинальное напряжение: |
первичное (ин1) вторичное W |
10000 В 100 В | |
Диапазон напряжения: |
первичное (ин1) вторичное (ин2) |
От 9500 до 10500 В От 95 до 105 В | |
Коэффициент мощности cos j |
От 0,5 до 1,0 | ||
Номинальная нагрузка ТТ |
10 ВА | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТТ |
От 2,5 до 10 ВА | ||
Номинальная нагрузка ТН |
200 ВА | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТН |
От 50 до 200 ВА | ||
Номинальная нагрузка ТН |
150 ВА | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТН |
От 37,5 до 150 ВА | ||
Допустимое значение с-os j2 во вторичной цепи нагрузки ТТ |
От 0,8 до 1,0 |
16, 21, 29 |
Номинальный ток: |
первичный (1н1) вторичный (1н2) |
100 А 5 А |
Диапазон тока: |
первичного (I1) вторичного (I2) |
От 5 до 100 А От 0,25 до 5 А | |
Номинальное напряжение: |
первичное (ин!) вторичное (ин2) |
10000 В 100 В | |
Диапазон напряжения: |
первичное (U^) вторичное (ин2) |
От 9500 до 10500 В От 95 до 105 В | |
Коэффициент мощности cos j |
От 0,5 до 1,0 | ||
Номинальная нагрузка ТТ |
10 ВА | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТТ |
От 2,5 до 10 ВА | ||
Номинальная нагрузка ТН |
200 ВА | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТН |
От 50 до 200 ВА | ||
Номинальная нагрузка ТН |
150 ВА | ||
Допустимый диапазон нагрузки ТН |
От 37,5 до 150 ВА | ||
Допустимое значение с-os j2 во вторичной цепи нагрузки ТТ |
От 0,8 до 1,0 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 120 000 ч , среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;
-
- Трансформатор тока - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;
-
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 15843 ч, среднее время восстановления работоспособности не более = 2 ч;
Надежность системных решений:
-
• резервирование питания с помощью устройства АВР;
-
• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи;
Регистрация событий:
в журнале счётчика:
-
- параметрирование;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекция времени;
-
• журнал ИВК:
-
- параметрирование;
-
- попытка не санкционируемого доступа;
-
- коррекция времени;
Защищённость применяемых компонентов:
-
• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчётчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера.
-
• защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
-
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)
-
- установка пароля на счётчик;
-
- установка пароля на сервер;
Возможность коррекции времени в:
-
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
Лист № 14 Всего листов 16 - ИВК (функция автоматизирована ).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована );
- о результатах измерений (функция автоматизирована ). Цикличность:
- измерений 30 мин ( функция автоматизирована );
- сбора 30 мин (функция автоматизирована ).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 2730 часов.
Сервер баз данных обеспечивает хранение результатов измерений, состояний средств измерений на срок не менее 3,5 лет.