51777-12: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Энергосбыт-Центр" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Энергосбыт-Центр"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 51777-12
Производитель / заявитель: ООО "Энергоучет", г.Воронеж
Скачать
51777-12: Описание типа СИ Скачать 289.7 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Энергосбыт-Центр" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

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.

Смотрите также

51778-12
Harshaw 4500 Установки дозиметрические термолюминесцентные
Компания "Thermo Electron Corporation Radiation Measurement & Protection", США
Установки дозиметрические термолюминесцентные Harshaw 4500 (далее - установки) предназначены для измерений индивидуального эквивалента дозы фотонного излучения.
51779-12
130 Манометр дифференциальный
Фирма "Mid-West Instrument", США
Манометр дифференциальный модель 130 (далее по тексту ╞ манометр) предназначен для измерений разности давлений жидкостей и газов.
Преобразователи метеорологических параметров дорожного покрытия IRS31╞UMB (далее преобразователи IRS31-UMB) предназначены для измерений температуры поверхности дорожного полотна и грунта, измерений высоты водяной пленки на поверхности дорожного полот...
51781-12
JW-1, JW-1C Весы электронные
Фирма "Acom Inc., Ltd.", Корея
Весы электронные JW-1, JW-1C (далее ╞ весы), предназначены для измерений массы.