Номер по Госреестру СИ: 68023-17
68023-17 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Волжский азотно-кислородный завод", третья очередь
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АИИС КУЭ ОАО «Волжский азотно-кислородный завод», третья очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности в ОАО «Волжский азотно-кислородный завод» по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчётных документов и передачи информации в центры сбора: ОА «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» Волгоградское РДУ и другим заинтересованным субъектам.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение на базе ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные признаки |
Значение | |||||
Идентификационное наименование ПО |
Amrser-ver.exe |
Amrc.exe |
Ameta.e xe |
Cdbora2. dll |
Encrypt-dll.dll |
Alpha- mess.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
15.04.01.01 | |||||
Цифровой идентификатор ПО |
101c059a 8cd564ab db880ddb 18ffbbbc |
b03481e 54f4a2dd 5799a89 8c94330c 3a |
b4fad823 d4c02011 3d79b9d5 4bf632ab |
39c3cefbd bb1f5a470 82b8a947 bdea76 |
0939ce05 295fbcbb ba400eea e8d0572c |
b8c331ab b5e34444 170eee93 17d635cd |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Волжский азотно-кислородный завод», третья очередь. Методика (метод) измерения.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волжский азотно-кислородный завод», третья очередь
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 68023-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волжский азотно-кислородный завод», третья очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Рязанский ЦСМ» 18.05.2017 г.
Документы на поверку измерительных компонентов:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК - в соответствии с документом
ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;
- счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом
«Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2016 г.;
- устройство синхронизации системного времени УССВ-2 - в соответствии с доку
ментом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.;
Перечень основных средств поверки:
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от
минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Центрэнерго» (ООО «Центрэнерго») Адрес: 123022, г. Москва, ул. Рочдельская, д.15, стр.15
ИНН 7703728269
Телефон (факс): (495) 641-81-05
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Альфа-Энерго » (ООО «Альфа-Энерго») ИНН 7707798605
Адрес: 119435, г. Москва, Большой Саввинский пер, д. 16, пом. 1
Телефон: (499) 917-03-54
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр
стандартизации метрологии и испытаний в Рязанской области» (ФБУ «Рязанский ЦСМ»)
Адрес: 390011, г. Рязань, Старообрядческий проезд, д. 5
Телефон: (4912) 55-00-01
Факс: (4912) 44-55-84
E-mail: asu@rcsm-ryazan.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии, по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановок (ИВКЭ) включает в себя сервер баз данных с программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени УССВ-2, автоматизированные рабочие места (далее -АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 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.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи поступает на входы соответствующих GPRS-модемов, далее информация передаётся по каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных на сервер баз данных (далее - сервер БД). На сервере БД осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение посту-пающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Волгоградское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP по сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УССВ-2, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки выходного сигнала 1 Гц (1 PPS) к шкале времени UTC (SU) составляют ± 1 мкс. Сличение часов сервера БД с УССВ-2 производится ежесекундно, коррекция часов сервера БД осуществляется независимо от наличия расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера БД производится во время сеанса связи со счётчиками (1 раз в 4 часа). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов сервера БД на величину более ± 1 с. Передача информации от счётчиков электрической энергии до сервера БД реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов указанных устройств.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента |
Обозначение |
Количество, шт. |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10-11 |
16 |
Трансформаторы тока |
ТТН-Ш |
6 |
Трансформаторы тока |
ТЛП-10-3 |
4 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06-6У3 |
12 |
Наименование компонента |
Обозначение |
Количество, шт. |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
4 |
Трансформаторы напряжения |
TDC4 |
4 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
10 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
У стройства синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 |
Сервер |
HP Pro-Liant DL 160 Gen8 |
1 |
Методика поверки |
— |
1 |
Формуляр |
ЦЭДК.411711.069.ПФ |
1 |
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановок (ИВКЭ) включает в себя сервер баз данных с программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени УССВ-2, автоматизированные рабочие места (далее -АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 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.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи поступает на входы соответствующих GPRS-модемов, далее информация передаётся по каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных на сервер баз данных (далее - сервер БД). На сервере БД осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение посту-пающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Волгоградское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP по сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УССВ-2, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки выходного сигнала 1 Гц (1 PPS) к шкале времени UTC (SU) составляют ± 1 мкс. Сличение часов сервера БД с УССВ-2 производится ежесекундно, коррекция часов сервера БД осуществляется независимо от наличия расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера БД производится во время сеанса связи со счётчиками (1 раз в 4 часа). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов сервера БД на величину более ± 1 с. Передача информации от счётчиков электрической энергии до сервера БД реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов указанных устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение на базе ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные признаки |
Значение | |||||
Идентификационное наименование ПО |
Amrser-ver.exe |
Amrc.exe |
Ameta.e xe |
Cdbora2. dll |
Encrypt-dll.dll |
Alpha- mess.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
15.04.01.01 | |||||
Цифровой идентификатор ПО |
101c059a 8cd564ab db880ddb 18ffbbbc |
b03481e 54f4a2dd 5799a89 8c94330c 3a |
b4fad823 d4c02011 3d79b9d5 4bf632ab |
39c3cefbd bb1f5a470 82b8a947 bdea76 |
0939ce05 295fbcbb ba400eea e8d0572c |
b8c331ab b5e34444 170eee93 17d635cd |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК* | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности, ± % |
Пределы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, ± % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
42 |
РП-19 6кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.2 |
ТОЛ-СЭЩ-10- 11 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 02389-17 Зав. № 02390-17 Рег. № 59870-15 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 0001106 Зав. № 0001092 Зав. № 0001113 Зав. № 0001108 Зав. № 0001109 Зав. № 0001104 Рег. № 3344-08 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1102170945 Рег. № 64450 16 |
HP ProLiant DL 160 Gen8 Зав. № CZJ3350 B2N |
Актив-ная Реактив-ная |
1,2 2,4 |
3,4 5,7 |
43 |
РП-19 6кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.23 |
ТОЛ-СЭЩ-10- 11 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 02391-17 Зав. № 02392-17 Рег. № 59870-15 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2000714 Зав. № 2000722 Зав. № 2000754 Зав. № 2000806 Зав. № 2000753 Зав. № 2000798 Рег. № 3344-08 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1102171043 Рег. № 64450 16 |
Актив-ная Реактив-ная |
1,2 2,4 |
3,4 5,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
44 |
ПС 110/6 кВ "Латекс" (ГПП-4), |
ТОЛ-СЭЩ-10- 11 Кл.т. 0,5S 300/5 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № |
Актив-ная |
1,2 |
3,4 | |
ЗРУ-6 кВ, I |
Зав. № 02345-17 |
Зав. № 2594 |
1102170922 |
Реак- |
2,4 |
5,7 | ||
с.ш. 6 кВ, |
Зав. № 02356-17 | |||||||
яч.35 |
Рег. № 380-49 |
Рег. № 64450- |
тив- | |||||
Рег. № 59870-15 |
16 |
ная | ||||||
45 |
ПС 110/6 кВ "Латекс" (ГПП-4), |
ТОЛ-СЭЩ-10- 11 Кл.т. 0,5S 300/5 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № |
Актив-ная |
1,2 |
3,4 | |
ЗРУ-6 кВ, II |
Зав. № 02359-17 |
Зав. № 9416 |
1102170930 |
Реак- |
2,4 |
5,7 | ||
с.ш. 6 кВ, |
Зав. № 02361-17 | |||||||
яч.57 |
Рег. № 380-49 |
Рег. № 64450- |
тив- | |||||
Рег. № 59870-15 |
16 |
ная | ||||||
ПС 110/6 кВ "Латекс" (ГПП-4), ЗРУ-6 кВ, III с.ш. 6 кВ, яч.30, 32 |
ТОЛ-СЭЩ-10- 11 |
НТМИ-6 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.00 |
Ак- | ||||
46 |
Кл.т. 0,5S 300/5 |
Кл.т. 0,5 6000/100 |
Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № |
тив-ная |
1,2 |
3,4 | ||
Зав. № 02315-17 Зав. № 02342-17 |
Зав. № 2559 |
1102170718 |
HP Pro- |
Реак- |
2,4 |
5,7 | ||
Рег. № 380-49 |
Рег. № 64450- |
Liant DL |
тив- | |||||
Рег. № 59870-15 |
16 |
160 Gen8 |
ная | |||||
ПС 110/6 кВ "Латекс" (ГПП-4), ЗРУ-6 кВ, IV с.ш. 6 кВ, яч.52, 54 |
ТОЛ-СЭЩ-10- 11 |
НТМИ-6 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.00 |
Зав. № CZJ3350 |
Ак- | |||
47 |
Кл.т. 0,5S 300/5 |
Кл.т. 0,5 6000/100 |
Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № |
B2N |
тив-ная |
1,2 |
3,4 | |
Зав. № 02343-17 Зав. № 02344-17 |
Зав. № 9366 |
1102170900 |
Реак- |
2,4 |
5,7 | |||
Рег. № 380-49 |
Рег. № 64450- |
тив- | ||||||
Рег. № 59870-15 |
16 |
ная | ||||||
ПС 110/6 кВ "Латекс" (ГПП-4), ЗРУ-6 кВ, III с.ш. 6 кВ, яч.16, 18 |
ТОЛ-СЭЩ-10- 11 |
НТМИ-6 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.00 |
Ак- | ||||
48 |
Кл.т. 0,5S 300/5 |
Кл.т. 0,5 6000/100 |
Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № |
тив-ная |
1,2 |
3,4 | ||
Зав. № 02291-17 Зав. № 02292-17 |
Зав. № 2559 |
1102170573 |
Реак- |
2,4 |
5,7 | |||
Рег. № 380-49 |
Рег. № 64450- |
тив- | ||||||
Рег. № 59870-15 |
16 |
ная | ||||||
49 |
ПС 110/6 кВ "Латекс" (ГПП-4), ЗРУ-6 кВ, IV с.ш. 6 кВ, яч.72, 74 |
ТОЛ-СЭЩ-10- 11 Кл.т. 0,5S 300/5 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 |
ПСЧ- 4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № |
Актив-ная |
1,2 |
3,4 | |
Зав. № 02293-17 Зав. № 02294-17 |
Зав. № 9366 |
1102170580 |
Реак- |
2,4 |
5,7 | |||
Рег. № 380-49 |
Рег. № 64450- |
тив- | ||||||
Рег. № 59870-15 |
16 |
ная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ТТН-Ш |
ПСЧ- |
Ак- | ||||||
50 |
ТП-100 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, I |
Кл.т. 0,5 250/5 |
4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № |
1,0 |
3,2 | |||
тив- | ||||||||
ная | ||||||||
Зав. № 46090 | ||||||||
Зав. № 46099 |
1104170660 |
Реак- |
2,1 |
5,5 | ||||
с.ш. 0,4 кВ, | ||||||||
А-9 |
Зав. № 58813 |
Рег. № 64450- |
тив- | |||||
Рег. № 41260-09 |
16 |
ная | ||||||
ТТН-Ш |
ПСЧ- |
Ак- | ||||||
51 |
ТП-100 |
Кл.т. 0,5 250/5 Зав. № 58808 |
4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № |
1,0 |
3,2 | |||
тив- ная | ||||||||
6/0,4 кВ, | ||||||||
РУ-0,4 кВ, II с.ш. 0,4 кВ, А-33 |
Реактив- |
2,1 |
5,5 | |||||
Зав. № 58798 |
1104170747 | |||||||
Зав. № 58796 | ||||||||
Рег. № 64450- | ||||||||
Рег. № 41260-09 |
16 |
ная | ||||||
TDC4 Кл.т. 0,2 |
HP Pro- | |||||||
ТЛП-10-3 |
6000/100 |
СЭТ- |
Liant DL |
Ак- | ||||
Зав. № |
4ТМ.03М.17 |
160 Gen8 | ||||||
Волжская |
Кл.т 0,2S 1000/1 |
1VLT52060139 |
Кл. т. 0,5S/1,0 |
Зав. № CZJ3350 |
тив- ная |
1,0 |
2,3 | |
52 |
ТЭЦ, ГРУ-6 |
81 |
Зав. № | |||||
Зав. № 11839 |
Зав. № |
0810162733 |
B2N |
Реак- |
1,8 |
4,1 | ||
кВ, яч.3 |
Зав. № 11854 | |||||||
1VLT52060139 |
тив- ная | |||||||
Рег. № 30709-05 |
73 |
Рег. № 36697 12 | ||||||
Рег. № 17081- | ||||||||
98 | ||||||||
ТЛП-10-3 |
TDC4 Кл.т. 0,2 6000/100 |
СЭТ- |
Ак- | |||||
Кл.т. 0,2S |
Зав. № |
4ТМ.03М.17 |
тив- | |||||
Волжская |
1VLT52060139 |
Кл. т. 0,5S/1,0 |
1,0 |
2,3 | ||||
53 |
1000/1 Зав. № 11846 |
76 |
Зав. № |
ная | ||||
ТЭЦ, ГРУ-6 | ||||||||
Зав. № |
0810162761 |
Реак- |
1,8 |
4,1 | ||||
кВ, яч.24 |
Зав. № 11824 | |||||||
1VLT52060139 |
тив- ная | |||||||
Рег. № 30709-05 |
85 |
Рег. № 36697 12 | ||||||
Рег. № 17081- | ||||||||
98 |
*Примечания:
-
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
-
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.
-
3 Основная погрешность рассчитана для следующих условий:
-
- параметры сети: напряжение (0,95-1,05) Uh; ток (1,0-1,2) 1н; cosj = 0,9 инд.;
частота (50±0,2) Гц;
-
- температура окружающей среды: от плюс 21 до плюс 25 °С.
-
4 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
-
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) Uhi; диапазон силы первичного тока (0,01(0,05)-1,2) Ih1; коэффициент мощности cosф (мпф) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
-
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
-
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9-1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01-1,2) Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф (БШф) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
-
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
-
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от плюс 15 до плюс 25 °С;
-
- относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;
-
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
-
5 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5) % 1ном cos j = 0,8 инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С.
-
6 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, какие приведены в таблице 2. Допускается замена УССВ-2 на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
-
7 Все измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
- счётчик ПСЧ-4ТМ.05МК (рег. № 64450-16) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
-
- счётчик СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
-
- УССВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 74 500 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере ;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
- счетчика электрической энергии;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях 30 суток; при отключении питания - не менее 40 лет;
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -
не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).