Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Энергосбыт-Центр"
Номер в ГРСИ РФ: | 51777-12 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Энергоучет", г.Воронеж |
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).
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 51777-12 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Энергосбыт-Центр" |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2012 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Номер сертификата | 48771 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 1044 п. 44 от 20.11.2012 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергоучет", г.Воронеж
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | VG 51777-12 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 ujlf |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
51777-12: Описание типа СИ | Скачать | 289.7 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
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).
Описание
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-
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 связи 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
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 файла |
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 синхронизации 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.
Технические характеристики
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 трансформации2, № 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 |
KTc4=0,5S/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 |
KTc4=0,5S/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 |
KTc4=0,5S/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 ГЧ |
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=0,58/1,0 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 |
KTtt=0,2S; Ктт=150/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-1 |
22661 |
О о о |
Ток первичный, Ij |
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 |
KTc4=0,2S/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 |
KTtt=0,2S; Ктт=150/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-1 |
22652 |
о о о |
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 |
KTc4=0,2S/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 |
KTtt=0,2S; Ктт=150/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-1 |
22651 |
о о о |
Ток первичный, Ij |
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 |
KTc4=0,2S/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 |
KTtt=0,2S; Ктт=150/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-1 |
17065 |
о о о |
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 |
KTc4=0,2S/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 1 2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | |||
9 |
ПС 110/35/10 кВ "Чаплыгин" яч.17 10кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; Ктт=200/5 № 8913-82 |
А |
ТВК-10-УХЛ5 |
10026 |
О о о |
Ток первичный, I1 |
С |
ТВК-10-УХЛ5 |
10025 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=10000/100 № 16687-07 |
А В С |
НАМИТ-10- 2УХЛ2 |
145411000 0007 |
Напряжение первичное, U1 | |||
Счетчик |
КТсч=0,58/1,0 Ксч=1 № 24524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
108074678 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
10 |
ПС 35/10 кВ "Хлебопродукты" яч.2 10кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; Ктт=200/5 № 8913-82 |
А |
ТВК-10-УХЛ3 |
8036 |
о о о |
Ток первичный, I1 |
С |
ТВК-10-УХЛ3 |
8044 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=10000/100 № 20186-00 |
А В С |
НАМИ-10- 95УХЛ2 |
1730 |
Напряжение первичное, U1 | |||
Счетчик |
KTc4=0,5S/1,0 Ксч=1 № 24524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0108071520 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
11 |
ПС 35/10 кВ "Хлебопродукты" яч.11 10кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; Ктт=200/5 № 8913-82 |
А |
ТВК-10-УХЛ3 |
20716 |
о о о |
Ток первичный, I1 |
С |
ТВК-10-УХЛ3 |
10393 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=10000/100 № 20186-00 |
А В С |
НАМИ-10- 95УХЛ2 |
1731 |
Напряжение первичное, U1 | |||
Счетчик |
KTc4=0,5S/1,0 Ксч=1 № 24524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0108072114 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
12 |
ПС 110/6 кВ "Агрегатная" яч.5 6кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; Ктт=800/5 № 1261-59 |
А |
ТПОЛ-10 |
15505 |
о о 40 04 |
Ток первичный, I1 |
С |
ТПОЛ-10 |
15510 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 20186-00 |
А В С |
НАМИ-10- 95УХЛ2 |
376 |
Напряжение первичное, U1 | |||
Счетчик |
KTc4=0,5S/1,0 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
802121978 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
13 |
ПС 110/6 кВ "Агрегатная" яч.17 6кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; Ктт=600/5 № 1261-59 |
А |
ТПОЛ-10 |
4644 |
о о ГЧ |
Ток первичный, I1 |
С |
ТПОЛ-10 |
7076 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 20186-00 |
А В С |
НАМИ-10- 95УХЛ2 |
382 |
Напряжение первичное, U1 | |||
Счетчик |
KTc4=0,5S/1,0 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
802121852 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
14 |
ПС 110/6 кВ "Западная" яч.104 6кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; Ктт=800/5 № 7069-79 |
А |
ТОЛ-10 |
534 |
О о 40 04 |
Ток первичный, I1 |
С |
ТОЛ-10 |
993 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 16687-97 |
А В С |
НАМИТ- 10УХЛ2 |
0341 |
Напряжение первичное, U1 | |||
Счетчик |
КТсч=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
812111563 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
15 |
ПС 110/6 кВ "Западная" яч.210 6кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; Ктт=800/5 № 1261-59 |
А |
ТПОЛ-10 |
542 |
о о 40 04 |
Ток первичный, I1 |
С |
ТПОЛ-10 |
994 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 16687-97 |
А В С |
НАМИТ- 10УХЛ2 |
0335 |
Напряжение первичное, U1 | |||
Счетчик |
КТсч=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
812110212 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
16 |
ПС 110/6 кВ "Западная" яч.103 6кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; Ктт=800/5 № 7069-79 |
А |
ТОЛ-10 |
552 |
о о 40 04 |
Ток первичный, I1 |
С |
ТОЛ-10 |
553 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 16687-97 |
А В С |
НАМИТ- 10УХЛ2 |
0341 |
Напряжение первичное, U1 | |||
Счетчик |
КТсч=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
812110191 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
17 |
ПС 110/6 кВ "Западная" яч.211 6кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; Ктт=800/5 № 1261-59 |
А |
ТПОЛ-10 |
991 |
о о 40 04 |
Ток первичный, I1 |
С |
ТПОЛ-10 |
992 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 16687-97 |
А В С |
НАМИТ- 10УХЛ2 |
0335 |
Напряжение первичное, U1 | |||
Счетчик |
КТсч=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
802121120 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
18 |
ПС 110/6кВ "Трубная-1" яч.7 6кВ |
ТТ |
КТтт=0,5; Ктт=600/5 № 8913-82 |
А |
ТВК-10-УХЛ3 |
16442 |
о о ГЧ |
Ток первичный, I1 |
С |
ТВК-10-УХЛ3 |
00471 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 831-69 |
А В С |
НТМИ-6 |
522 |
Напряжение первичное, U1 | |||
Счетчик |
КТсч=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
802121060 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, 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, I1 |
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 5wP(q) ИК активной (реактивной) электроэнергии (мощности) АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации
5wp, % | |||||||
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cos ф |
5 %< I/In3 4 <20% WP 5 %< Wp4<Wр 20 % |
20%<I/In<100% W P20 % <W P<W P100 % |
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 | ||||
5 wq, % | |||||||
№ ИК |
КТТТ |
КТтн |
КТсч |
Значение cos ф (sin ф) |
5 %< I/In<20% WQ 5 %< W Q<W Q 20 % |
20%<I/In<100% WQ20 % <WQ<WQ100 % |
100%< I/In<120% WQ100 % <W Q< 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 SWP(q) ИК активной (реактивной) электроэнергии (мощности) АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации
5wp, % | ||||||||
№ ИК |
КТтт |
КТТН |
КТсч |
Значение cos ф |
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 |
5 wq, % | ||||||||
№ ИК |
КТТТ |
КТТН |
КТсч |
Значение cos ф (sin ф) |
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 11мин до 1,2 11ном |
_ |
Напряжение переменного тока, В |
от 0,9 U2ном до 1,1 U2ном |
_ |
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 ^ф2=0,8 инд) |
_ |
от 0,25S2ном до 1,0S2ном |
_ |
Мощность нагрузки ТН (при ^ф2 =0,8 инд) |
_ |
_ |
от 0,25 Sном до 1,0 Sном |
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.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
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
Поверка
осуществляется 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.В ольтамперфазометр |
ПАРМА ВАФ-Т |
КТ 0,5 Напряжение 0-460 В Ток 0-6 А Частота 45-65 Гц Фазовый угол от минус 180 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»
Сведения о 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 документы
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 к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.