Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ПСЗ "Янтарь"
Номер в ГРСИ РФ: | 53937-13 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Энергоучет", г.Воронеж |
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 53937-13 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ПСЗ "Янтарь" |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2013 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 650 п. 34 от 26.06.2013 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергоучет", г.Воронеж
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 53937-13 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
53937-13: Описание типа СИ | Скачать | 309.6 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ПСЗ «Янтарь» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности), отпускаемой потребителям ОАО «Прибалтийский судостроительный завод «Янтарь», г. Калининград, 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 проводным линиям связи интерфейсу RS 485 или по радиоканалу и далее через локальную сеть поступает на вход сервера опроса и баз данных (IBM PC совместимый компьютер), где осуществляется автоматизированный сбор, обработка (вычисление электроэнергии и мощности), накопление, формирование и хранение,
Всего листов 13 оформление справочных и отчетных документов, отображение результатов измерений и передача накопленных данных по каналу связи (On Line Internet) вышестоящим и внешним пользователям (ОАО «АТС», СО-СДУ ЕЭС и др.). Коммерческая информация, передаваемая 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 включает в себя 19 измерительно-информационных точек учета (ИИК ТУ) в составе:
• измерительные трансформаторы тока (ТТ) ТОЛ-10, ТШП-0,66, класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001;
• измерительные трансформаторы напряжения (ТН) ЗНОЛП-6, класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001;
• вторичные измерительные цепи тока и напряжения;
• счетчики электрической энергии многофункциональные (счетчики) ПСЧ-4ТМ.05М активной и реактивной энергии, класса точности 0,5S/1,0 по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425;
2-й уровень - уровень измерительно-вычислительного комплекса с функциями комплекса электроустановки (ИВК с функциями ИВКЭ) в составе:
• сервер, реализованный на основе промышленного компьютера с IBM PC - совместимой платформой в серверном исполнении;
• каналы связи: с 1 уровнем - локальная сеть Ethernet, с внешними пользователями - On Line Internet;
• коммуникационное и модемное оборудование для обмена данными со счетчиками (преобразователь интерфейса RS-485, радиомодемы «Спектр 433»);
• технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа;
• АРМ диспетчера, пользователей (1 экз);
• цепи и устройства питания (Ippon Smart Winner 3000ВА).
Подсистема коррекции времени в составе:
• блоки синхронизации и связи КСС-11 в комплекте с GPS приемником BR-355.
ИИК ТУ, ИВК с функциями ИВКЭ и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ
В АИИС КУЭ предусмотрена система синхронизации единого времени (СОЕВ). Синхронизация часов производится от эталона, в качестве которого выступает GPS приемник.
Блок синхронизации и связи счетчиков КСС-11 в комплекте с GPS приемником BR-355 (далее - блок КСС-11) преобразует сигнал со спутникового приемника в протокол широковещательного запроса на синхронизацию внутренних часов счетчиков 1 раз в сутки. Условием корректировки внутренних часов счетчиков служит прием блоком КСС-11 сигналов точного времени со спутниковой антенны GPS и отсутствие признака корректировки часов счетчиков в течение текущих суток.
Часы ИВК с функциями ИВКЭ синхронизируются каждые 30 минут от любого счетчика, в котором на момент опроса была произведена корректировка.
От сервера в автоматическом режиме производится каждые 30 минут синхронизация часов АРМ.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ± 5 с /сут.
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 |
f8197a111ba0c8579f 67ec2bf1c198e5 |
MD5 |
Оперативный контроль |
NewOpcon.exe |
98fc8cdd9d642624da ebe324f31f59e3 | |||
Отчеты |
NewReports.exe |
6edf8b590cd3aadf17 e62bc5b4f63126 | |||
Ручная обработка данных |
DataProc.exe |
5da292d5daa85d29ef 540625f3562458 | |||
Ручной и автоматический ввод данных |
NewMEdit.exe |
46951a1b6f7bc95dcc 7ef9de04d9d732 | |||
Формирование макетов 80020 xml |
M80020.exe |
ce7bb2858a21dff28b 925816a3a1dda0 | |||
Формирование макетов 51070 xml |
NewM51070.exe |
63d44b869d8f03b7fe 1c41f131e9695c | |||
Формирование макетов 80040 и 80050 xml |
M80050.exe |
612e20fbd0684ea519 8e150d17e5ab47 | |||
Формирование макетов АСКП |
Enf_ASKP.exe |
73da93a3eeb445b7f3 5c4937dbd85320 | |||
Загрузка макетов 80020 xml |
M80020_imp.exe |
7fc7b8b089484802b2 39b0d2e2ef4c96 | |||
Перевод присоединений на обходные выключатели |
Obhod.exe |
3f46f7031a9c92da0fb abcc9a5666750 | |||
Торговый график |
Tradegr.exe |
4a320234f37eedbb94 41f71dacbe6462 | |||
Расчет вычисляемых показателей |
Calc_Formula.exe |
ced70f330d11fd08bd fe91f4f729386e | |||
Настройка подключения к БД |
Enflogon.exe |
73148d7f83a14a9ab5 f03561085cff9b | |||
ПО «Энфорс Энергия 2+» |
Сборщик (C:\Program Files \Энфорс Энергия 2+) |
Collector_oracle.e xe |
2.0 |
01b520cf1826f59d28 6516f53b9544a3 | |
Администратор |
Admin2.exe |
01ec3094814700d9f8 42727a1338d1d5 | |||
Оперативный контроль по 3-х минутным интервалам |
Opcon2.exe |
41808f02efdb282cf5 12cc8b5f3d4b77 | |||
Отчеты |
Reports2.exe |
ae0d33f062c4c76250 eabed23dbfa2a7 |
Лист № 4
Всего листов 13
Программное обеспечение имеет уровень защиты С от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.
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 измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ, их метрологических характеристик с указанием наименования присоединений.
В таблице 3 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 |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации № Госреестра СИ |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
I— |
ТП-27 РУ-6 кВ яч.22 ПСЗ "Янтарь" В-2-47 |
ТТ |
КТтт 0,5; Ктт 400/5 № 7069-07 |
А |
ТОЛ-10 |
58486 |
О о 00 |
Ток первичный, I1 |
С |
ТОЛ-10 |
59056 | ||||||
ТН |
КТтн 0,5 Ктн 6000/100 № 46738-11 |
А |
ЗНОЛП-6 |
2007968 |
Напряжение первичное, U1 | |||
В |
ЗНОЛП-6 |
2007927 | ||||||
С |
ЗНОЛП-6 |
2007962 | ||||||
Счетчик |
КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имп/кВт( кваргч |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 |
0606121371 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
сч |
ТП-27 РУ-6 кВ яч.23 ПСЗ "Янтарь" В-2 48 |
ТТ |
КТтт 0,5; Ктт 400/5 № 7069-07 |
А |
ТОЛ-10 |
59054 |
о о 00 |
Ток первичный, I1 |
С |
ТОЛ-10 |
59057 | ||||||
ТН |
КТтн 0,5 Ктн 6000/100 № 46738-11 |
А |
ЗНОЛП-6 |
2008041 |
Напряжение первичное, U1 | |||
В |
ЗНОЛП-6 |
2007212 | ||||||
С |
ЗНОЛП-6 |
2007931 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
Счетчик |
КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имв/кВт( кваррч |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 |
0606121380 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
r-1 |
ТП-47 РУ-6 кВ яч.2 ПСЗ "Янтарь" В-2-30 |
ТТ |
КТтт 0,5; Ктт 800/5 № 7069-07 |
А |
ТОЛ-10 |
58391 |
9600 |
Ток первичный, I1 |
С |
ТОЛ-10 |
58393 | ||||||
ТН |
КТтн 0,5 Ктн 6000/100 № 46738-11 |
А |
ЗНОЛП-6 |
2008194 |
Напряжение первичное, U1 | |||
В |
ЗНОЛП-6 |
2007926 | ||||||
С |
ЗНОЛП-6 |
2008173 | ||||||
Счетчик |
КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имв/кВт( кваррч |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 |
0606121300 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
ТП-47 РУ-6 кВ яч.9 ПСЗ "Янтарь" В-2-31 |
ТТ |
КТтт 0,5; Ктт 800/5 № 7069-07 |
А |
ТОЛ-10 |
57876 |
9600 |
Ток первичный, I1 | |
С |
ТОЛ-10 |
58037 | ||||||
ТН |
КТтн 0,5 Ктн 6000/100 № 46738-11 |
А |
ЗНОЛП-6 |
2008043 |
Напряжение первичное, U1 | |||
В |
ЗНОЛП-6 |
2007815 | ||||||
С |
ЗНОЛП-6 |
2007930 | ||||||
Счетчик |
КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имв/кВт( кваррч |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 |
0606121387 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
'П |
ТП-47 РУ-6 кВ яч.24 «Автотор» |
ТТ |
КТтт 0,5; Ктт 400/5 № 7069-07 |
А |
ТОЛ-10 |
58514 |
О о 00 |
Ток первичный, I1 |
С |
ТОЛ-10 |
51019 | ||||||
ТН |
КТтн 0,5 Ктн 6000/100 № 46738-11 |
А |
ЗНОЛП-6 |
2008405 |
Напряжение первичное, U1 | |||
В |
ЗНОЛП-6 |
2008410 | ||||||
С |
ЗНОЛП-6 |
2008241 | ||||||
Счетчик |
КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имв/кВт( кваррч |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 |
0606121308 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
40 |
ТП-47 РУ-0,4 кВ ф.«Балт иктоп» |
ТТ |
КТтт 0,5; Ктт 200/5 № 15173-06 |
А |
ТШП-0,66 |
2105043 |
40 |
Ток первичный, I1 |
В |
ТШП-0,66 |
2105047 | ||||||
С |
ТШП-0,66 |
2105584 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
Счетчик |
КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имв/кВт( кваррч |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 |
0611120386 |
Ток вторичный, I2 Напряжение первичное, U1 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
ТП-7 РУ-6 кВ яч.10 ПСЗ "Янтарь" В-2-15 |
ТТ |
КТтт 0,5; Ктт 600/5 № 7069-07 |
А |
ТОЛ-10 |
54292 |
7200 |
Ток первичный, I1 | |
С |
ТОЛ-10 |
58594 | ||||||
ТН |
КТтн 0,5 Ктн 6000/100 № 46738-11 |
А |
ЗНОЛП-6 |
2008373 |
Напряжение первичное, U1 | |||
В |
ЗНОЛП-6 |
2008344 | ||||||
С |
ЗНОЛП-6 |
2008418 | ||||||
Счетчик |
КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имв/кВт( кваррч |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 |
0606121311 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
00 |
ЦРТП РУ-6кВ яч. 15 ПСЗ "Янтарь" В-2-04 |
ТТ |
КТтт 0,5; Ктт 800/5 № 7069-07 |
А |
ТОЛ-10 |
57874 |
9600 |
Ток первичный, I1 |
С |
ТОЛ-10 |
57875 | ||||||
ТН |
КТтн 0,5 Ктн 6000/100 № 46738-11 |
А |
ЗНОЛП-6 |
2008230 |
Напряжение первичное, U1 | |||
В |
ЗНОЛП-6 |
2008320 | ||||||
С |
ЗНОЛП-6 |
2008411 | ||||||
Счетчик |
КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имв/кВт( кваррч |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 |
0606121351 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
o> |
ТП-13 РУ-0,4 кВ ф. ТЭЦ |
ТТ |
КТтт 0,5; Ктт 200/5 № 15173-06 |
А |
ТШП-0,66 |
2107076 |
40 |
Ток первичный, I1 |
В |
ТШП-0,66 |
2105598 | ||||||
С |
ТШП-0,66 |
2105586 | ||||||
Счетчик |
КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имв/кВт( кваррч |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 |
0611120497 |
Ток вторичный, I2 Напряжение первичное, U1 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
о I—-4 |
ТП-13 РУ-0,4 кВ ф .«Балтстройтранс» |
ТТ |
КТтт 0,5; Ктт 200/5 № 15173-06 |
А |
ТШП-0,66 |
2106402 |
40 |
Ток первичный, I1 |
В |
ТШП-0,66 |
2106403 | ||||||
С |
ТШП-0,66 |
2107070 | ||||||
Счетчик |
КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имв/кВт( кваррч |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 |
0611120384 |
Ток вторичный, I2 Напряжение первичное, U1 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
I—-4 |
О & й еч £ с |
ТТ |
КТтт 0,5; Ктт 400/5 |
А |
ТШП-0,66 |
2089421 |
О 00 |
Ток первичный, I1 |
В |
ТШП-0,66 |
2089369 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
№ 15173-06 |
С |
ТШП-0,66 |
2089408 | |||||
Счетчик |
КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имп/кВт( кваргч |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 |
0611120414 |
Ток вторичный, I2 Напряжение первичное, U1 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
сч I—-ч |
Сборка-13 РУ-0,4 кВ ф.ТЭЦ |
ТТ |
КТтт 0,5; Ктт 200/5 № 15173-06 |
А |
ТШП-0,66 |
2106429 |
40 |
Ток первичный, I1 |
В |
ТШП-0,66 |
2105605 | ||||||
С |
ТШП-0,66 |
2105068 | ||||||
Счетчик |
КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имп/кВт( кваргч |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 |
0611120463 |
Ток вторичный, I2 Напряжение первичное, U1 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
I—-ч |
ТП-91 РУ-0,4 кВ ф.«Балтиктоп» |
ТТ |
КТтт 0,5; Ктт 200/5 № 15173-06 |
А |
ТШП-0,66 |
2107052 |
40 |
Ток первичный, I1 |
В |
ТШП-0,66 |
2107061 | ||||||
С |
ТШП-0,66 |
2106404 | ||||||
Счетчик |
КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 им|[/к'Вт( кваррч |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 |
0611120435 |
Ток вторичный, I2 Напряжение первичное, U1 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
I—-ч |
ТП-91 РУ-0,4 кВ ф.«Автотор» |
ТТ |
КТтт 0,5; Ктт 400/5 № 15173-06 |
А |
ТШП-0,66 |
2107414 |
О 00 |
Ток первичный, I1 |
В |
ТШП-0,66 |
2107399 | ||||||
С |
ТШП-0,66 |
2107405 | ||||||
Счетчик |
КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 им|[/к'Вт( кваррч |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 |
0608120139 |
Ток вторичный, I2 Напряжение первичное, U1 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
'П I— |
ТП-26 РУ-0,4 кВ пан.6 ф.«Марвел» |
ТТ |
КТтт 0,5; Ктт 400/5 № 15173-06 |
А |
ТШП-0,66 |
2107420 |
о 00 |
Ток первичный, I1 |
В |
ТШП-0,66 |
2107394 | ||||||
С |
ТШП-0,66 |
2107392 | ||||||
Счетчик |
КТтт 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000имп/кВт( кваррч |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 |
0611120400 |
Ток вторичный, I2 Напряжение первичное, U1 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
I— |
ТТ |
КТтт 0,5; Ктт 400/5 |
А |
ТШП-0,66 |
2107419 |
о 00 |
Ток первичный, I1 | |
В |
ТШП-0,66 |
2089846 |
1 1 2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | |||
№ 15173-06 |
С |
ТШП-0,66 |
2107425 | |||||
Счетчик |
КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000имп/кВт(квар)л |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 |
0611120487 |
Ток вторичный, I2 Напряжение первичное, U1 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
I— |
ТП-26 РУ-0,4 кВ пан. 11 ф.«Марвел» |
ТТ |
КТтт 0,5; Ктт 400/5 № 15173-06 |
А |
ТШП-0,66 |
2107409 |
О ОО |
Ток первичный, I1 |
В |
ТШП-0,66 |
2107424 | ||||||
С |
ТШП-0,66 |
2107400 | ||||||
Счетчик |
КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000имп/кВт(квар)л |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 |
0611120442 |
Ток вторичный, I2 Напряжение первичное, U1 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
00 I— |
ТП-26 РУ-0,4 кВ пан. 12 ф.«Марвел» |
ТТ |
КТтт 0,5; Ктт 400/5 № 15173-06 |
А |
ТШП-0,66 |
2089871 |
о ОО |
Ток первичный, I1 |
В |
ТШП-0,66 |
2107398 | ||||||
С |
ТШП-0,66 |
2090030 | ||||||
Счетчик |
КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000имп/кВт(квар)л |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 |
0611120393 |
Ток вторичный, I2 Напряжение первичное, U1 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
I— |
ТП-26 РУ-0,4 кВ пан.6 ф.« Автотор» |
ТТ |
КТтт 0,5; Ктт 200/5 № 15173-06 |
А |
ТШП-0,66 |
2106425 |
40 |
Ток первичный, I1 |
В |
ТШП-0,66 |
2105042 | ||||||
С |
ТШП-0,66 |
2105577 | ||||||
Счетчик |
КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000имп/кВт(квар)л |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 |
0611120415 |
Ток вторичный, I2 Напряжение первичное, U1 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
КТ-класс точности средства измерений.
Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии.
Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока.
Ктн - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.
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 ИК АИИС КУЭ 8wp/8Wq активной/реактивной электроэнергии (мощности) для рабочих условий эксплуатации при доверительной вероятности 0,95
Swp, % | |||||||
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cos ф |
5 %< I/In<20% W p 5%< W p< W p 20 % |
20%<I/In<100% WP20 % <WP<WP100 % |
100%< I/In< 120% WP100 % <WP< WP120 % |
1-4, 5,7,8 |
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 | ||||
6, 9-19 |
0,5 |
- |
0,5s |
1,0 |
±2,1 |
±1,2 |
±1,0 |
0,8 |
±3,0 |
±1,7 |
±1,3 | ||||
0,5 |
±5,4 |
±2,9 |
±2,1 | ||||
Swq, % | |||||||
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cos ф (sin ф) |
5 %< I/In<20% WQ 5 %< WQ<WQ20 % |
20%<I/In<100% WQ20 % <WQ<WQ100 % |
100%< I/In< 120% WQ100 % <WQ< WQ120 % |
1-4, 5,7,8 |
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 | ||||
6, 9-19 |
0,5 |
- |
1,0 |
0,8(0,6) |
±4,9 |
±3,1 |
±2,6 |
0,5(0,87) |
±3,4 |
±2,5 |
±2,3 |
I/In - значение первичного тока в сети в процентах от номинального
WP5 %(WQ5) - WP120 %(WQ120 %) - значения электроэнергии при соотношении I/In равном от 5 до 120%
Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:
Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и эксплуатационной документации
Трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и эксплуатационной документации
Счётчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425- 2005
Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ
Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин |
Допускаемые границы 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 0,8 U2ном до 1,15 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 - Рабочие (в помещении П/С) |
от минус 40 до плюс 60 от плюс 5 до плюс 35 |
от минус 50 до плюс 45 от плюс 5 до плюс 35 |
от минус 50 до плюс 45 от плюс 5 до плюс 35 |
Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл |
не более 0,5 |
_ |
_ |
Мощность вторичной нагрузки ТТ (при еС8ф2 =0,8 инд) |
_ |
от 0,25S2ном до 1,0S2ном |
_ |
Мощность нагрузки ТН (при еС8ф2 =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 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 2 и определяется проектной документацией на систему
В комплект поставки также входит:
• формуляр-паспорт НСЛГ.466646.021 ПФ
• руководство пользователя НСЛГ.466646.021 ИЗ
• инструкции по формированию и ведению базы данных НСЛГ.466646.021 И4;
• инструкции по эксплуатации АИИС НСЛГ.466646.021 ИЭ;
• технологическая инструкция НСЛГ.466646.021 И2
• руководство по эксплуатации на счётчик ПСЧ-4ТМ.05М ИЛГШ.411152.126 РЭ;
• паспорта на счётчики ИЛГШ.411152.146;
• методика поверки
Поверка
осуществляется по документу МП 53937-13 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Открытого акционерного общества «Прибалтийский судостроительный завод «Янтарь» (АИИС КУЭ ОАО «ПСЗ «Янтарь»). Методика поверки». Методика разработана и утверждена ГЦИ СИ ФБУ «Воронежский ЦСМ» в апреле 2013 г., входит в комплект документации на систему.
Таблица 5-Основные и вспомогательные СИ, применяемые при поверке АИИС КУЭ
Наименование эталонов, вспомогательных СИ |
Тип |
Основные требования к метрологическим характеристикам |
Цель использования |
1 |
2 |
3 |
4 |
1. Термометр |
ТП 22 |
ЦД 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 и (или) по ГОСТ 8.216-2011.
Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.
Средства поверки многофункциональных счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.
Сведения о методах измерений
Методика измерений содержится в документе «Методика измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «ПСЗ «Янтарь». Методика измерений аттестована ФБУ «Воронежский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 44/12-01.00272-2013 от 15.04.2013 г.
Нормативные документы
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.