53937-13: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ПСЗ "Янтарь" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ПСЗ "Янтарь"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 53937-13
Производитель / заявитель: ООО "Энергоучет", г.Воронеж
Скачать
53937-13: Описание типа СИ Скачать 309.6 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ПСЗ "Янтарь" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

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

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

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.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
5394-89
Т210-М1, Т210-1-М1 Миллиамперметры и амперметры
Завод "Электроточприбор", г.Омск
Для измерения силы переменного тока в широком диапазоне частот