Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ О
Номер в ГРСИ РФ: | 59714-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "ЭнергоПромСервис", г.Екатеринбург |
59714-15: Описание типа СИ | Скачать | 191.6 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 59714-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ О |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 30-01 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "ЭнергоПромСервис", г.Екатеринбург
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
59714-15: Описание типа СИ | Скачать | 191.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из 25 измерительных каналов (ИК), указанных в таблице 2.1 (25 точек измерений). АИИС КУЭ реализуется в филиале ОАО «НЭСК», на энергообъектах территориально расположенных в г. Славянск-на-Кубани Краснодарского края и его окрестностях.
ИК АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-ый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и класса точности 1,0 по ГОСТ Р
52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), счётчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03 класса точности 0,5S по ГОСТ 30206-94 (в части активной электроэнергии) и класса точности 1,0 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии), вторичные электрические цепи и технические средства каналов передачи данных.
2-ой уровень - измерительно-вычислительные комплексы энергообъектов (ИВКЭ), созданные на базе контроллеров сетевых индустриальных СИКОН С70 (Госреестр СИ РФ № 28822-05, зав. № 05362, 05901), выполняющих функцию устройств сбора и передачи данных (УСПД), источников бесперебойного питания и технических средств приёма-передачи данных, установленных на ПС 110/35/10 кВ «Центральная» и ПС 110/35/10 кВ «Славянская».
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани» и ЦСОД ОАО «НЭСК».
ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани» включает в себя сервер сбора данных (СД), сервер базы данных (БД), устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1039), источник бесперебойного питания, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) персонала, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», технические средства приёма-передачи данных.
ЦСОД ОАО «НЭСК» включает в себя серверы для организации и обслуживания локальной вычислительной сети предприятия, в том числе сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1624), источник бесперебойного питания, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», технические средства приёма-передачи данных.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счётчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для ИК № 1-16 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД: для ИК № 1-5 на входы УСПД СИКОН С70 (Зав. № 05362), для ИК № 6-16 на входы УСПД СИКОН С70 (Зав. № 05901), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее, по запросу ИВК, УСПД передают запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Из сервера базы данных ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани», информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в Центр сбора и обработки данных ОАО «НЭСК» (ЦСОД ОАО «НЭСК»).
Передача информации в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе подключенных по интерфейсу RS-232 устройств синхронизации времени УСВ-1 (Госреестр СИ РФ № 28716-05, зав. № 1039) к серверу СД ИВК АИИС КУЭ и УСВ-2 (Госреестр СИ РФ № 41681-09, зав. № 2251, 2261) к УСПД уровня ИВКЭ. Время встроенных часов УСВ синхронизировано с единым календарным временем, которое передается на УСВ со спутников глобальной системы позиционирования - GPS, сличение ежесекундное, предел допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC от 0... 0,5 с.
УСВ, установленное на уровне ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани», осуществляет автоматическую коррекцию времени встроенных часов сервера СД, сервера БД и АРМ персонала. Сличение времени встроенных часов сервера СД, сервера БД и АРМ персонала со временем встроенных часов УСВ, выполняется не реже одного раз в 60 мин, погрешность синхронизации ± 0,1 с. Корректировка времени встроенных часов сервера СД осуществляется автоматически независимо от наличия и величины рассогласования единого календарного времени и времени встроенных часов сервера СД. Сервер СД осуществляет коррекцию времени встроенных часов счетчиков. Сличение времени встроенных часов счетчиков со временем встроенных часов сервера СД, выполняется 1 раз в 30 мин при каждом сеансе опроса. Корректировка времени встроенных часов УСПД ИВКЭ осуществляется автоматически 1 раз в сутки, при обнаружении рассогласования времени встроенных часов сервера СД и счетчика более ± 2 с.
УСВ, установленные на уровне ИВКЭ АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани», осуществляет автоматическую коррекцию времени встроенных часов УСПД. Сличение времени встроенных часов УСПД со временем встроенных часов УСВ ежеминутно, погрешность синхронизации ± 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени встроенных часов счётчиков. Сличение времени встроенных часов счётчиков со временем встроенных часов УСПД, выполняется один раз в 30 мин при каждом сеансе опроса. Корректировка времени встроенных часов счётчика осуществляется автоматически 1 раз в сутки, при обнаружении рассогласования времени встроенных часов УСПД и счётчика более ± 2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПК обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».
Метрологические значимые модули ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО АИИС КУЭ.
Наименование программных модулей ПО |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентифика ционный номер) ПО |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
не ниже 3 |
e55712d0blb219065 d63da949114dae4 |
MD5 |
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности |
CalcLeakage.dll |
не ниже 3 |
bl959ff70belebl7c8 3f7b0f6d4al32f |
MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
не ниже 3 |
d79874dl0fc2bl56a0 fdc27elca480ac |
MD5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
не ниже 3 |
52e28d7b608799bb3c cea41b548d2c83 |
MD5 |
Продолжение таблицы 1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
не ниже 3 |
6f557f885b7372613 28cd77805bdlba7 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
не ниже 3 |
48e73a9283dle6649 4521f63d00b0d9f |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseModbus.dll |
не ниже 3 |
c391d64271acf4055 bb2a4d3felf8f48 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePiramida.dll |
не ниже 3 |
ecf532935cala3fd32 15049aflfd979f |
MD5 |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации |
SynchroNSI.dll |
не ниже 3 |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
MD5 |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
не ниже 3 |
1ea5429b261fb0e28 84f5b356aldle75 |
MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления
«Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.2 нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения» соответствует уровню «высокий».
Технические характеристики
Состав измерительно-информационных комплексов и метрологические
характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2.1 и 2.2.
Таблица 2.1 - Состав измерительно-информационных комплексов АИИС КУЭ
Измерительные каналы |
Состав измерительно-информационных комплексов | ||||||||
Номер ИК |
Наименование объекта учёта, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ |
Обозначение, тип |
Заводской номер |
Ктт •Ктн •Ксч |
Наименование измеряемой величины | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | |||
ПС 110/35/10 кВ «Центральная», КРУН-10 кВ Т-1, фидер «Ц-3» |
н |
КТ = 0,5 Ктт = 100/5 № 2473-69 |
А |
ТЛМ-10-1 У3 |
№ 4507 |
О о о сч |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||
В |
- |
- | |||||||
С |
ТЛМ-10-1 У3 |
№ 4508 | |||||||
a о |
КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69 |
А В С |
НТМИ-10-66 |
№ 795 | |||||
Счётчик |
КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
№ 0803103635 | ||||||
гч |
ПС 110/35/10 кВ «Центральная», КРУН-10 кВ Т-1, фидер «Ц-7» |
н |
КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 2473-69 |
А |
ТЛМ-10-2 У3 |
№ 3011 |
о о о |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | |
В |
- |
- | |||||||
С |
ТЛМ-10-2 У3 |
№ 3914 | |||||||
a о |
КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69 |
А В С |
НТМИ-10-66 |
№ 795 | |||||
Счётчик |
КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
№ 0804101404 | ||||||
ПС 110/35/10 кВ «Центральная», КРУН-10 кВ Т-1, фидер «Ц-9» |
н |
КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 2473-69 |
А |
ТЛМ-10-2 У3 |
№ 3004 |
о о о |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||
В |
- |
- | |||||||
С |
ТЛМ-10-2 У3 |
№ 3917 | |||||||
a о |
КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69 |
А В С |
НТМИ-10-66 |
№ 795 | |||||
Счётчик |
КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
№ 0803102666 |
8 |
7 |
6 |
5 |
4 | |||||||||||||||||||||
ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВ Т-1, фидер «С-5» |
ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВТ-1, фидер «С-3» |
ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВ Т-1, фидер «С-1» |
ПС 110/35/10 кВ «Центральная», КРУН-10 кВ Т-1, фидер «Ц-13» |
ПС 110/35/10 кВ «Центральная», КРУН-10 кВ Т-1, фидер «Ц-11» |
ю | ||||||||||||||||||||
Счётчик |
TH |
ТТ |
Счётчик |
TH |
ТТ |
Счётчик |
TH |
ТТ |
Счётчик |
TH |
ТТ |
Счётчик |
TH |
ТТ | |||||||||||
1сш |
1сш |
1сш |
1сш |
1сш | |||||||||||||||||||||
KT = 0,5S/l,0 Кеч = 1 № 36697-08 |
КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 11094-87 |
КТ = 0,5 Ктт= 150/5 № 2363-68 |
KT = 0,5S/l,0 Кеч = 1 № 36697-08 |
КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 11094-87 |
КТ = 0,5 Ктт = 300/5 № 1276-59 |
KT = 0,5S/l,0 Кеч = 1 № 27524-04 |
КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 11094-87 |
КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 1276-59 |
KT = 0,5S/l,0 Кеч = 1 № 36697-08 |
КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69 |
КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 2473-69 |
KT = 0,5S/l,0 Кеч = 1 № 27524-04 |
КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69 |
КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 2473-69 | |||||||||||
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
о Cd > |
О |
Cd |
> |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
о Cd > |
О |
Cd |
> |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
о Cd > |
О |
Cd |
> |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
о Cd > |
О |
Cd |
> |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
о Cd > |
О |
Cd |
> | |
НАМИ-10 У2 |
| ТПЛМ-10 |
| ТПЛМ-10 |
НАМИ-10 У2 |
| ТПЛ-10 |
| ТПЛ-10 |
НАМИ-10 У2 |
| ТПЛ-10 |
| ТПЛ-10 |
НТМИ-10-66 |
| ТЛМ-10-1 |
| ТЛМ-10-2УЗ |
НТМИ-10-66 |
| ТЛМ-10-2УЗ |
| ТЛМ-10-2УЗ | |||||||||||
№0803102606 |
№ 7589 |
| № 14977 |
| № 14578 |
№0804101957 |
№ 7589 |
699 < | |
| № 15348 |
№0120071905 |
№ 7589 |
| № 9367 |
| № 45085 |
№0804101894 |
№795 |
| № 0108 |
| № 9330 |
№0110054021 |
№795 |
| № 9381 |
| № 1903 |
C/i | |||||
3000 |
6000 |
4000 |
4000 | ||||||||||||||||||||||
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
Продолжение таблицы 2,1
w о о
о
13 |
12 |
11 |
10 |
9 | |||||||||||||||||||||||
ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВ Т-2, фидер «С-2» |
ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВТ-1, фидер «С-13» |
ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВ Т-1, фидер «С-11» |
ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВТ-1, фидер «С-9» |
ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВ Т-1, фидер «С-7» |
ю | ||||||||||||||||||||||
Счётчик |
TH |
тт |
Счётчик |
TH |
ТТ |
Счётчик |
TH |
ТТ |
Счётчик |
TH |
ТТ |
Счётчик |
TH |
ТТ | |||||||||||||
2сш |
1сш |
1сш |
1сш |
1сш | |||||||||||||||||||||||
KT = 0,5S/l,0 Кеч = 1 № 36697-08 |
КТ = 0,5 Ктн = 10000:^3/100:^3 №46738-11 |
КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 32139-06 |
KT = 0,5S/l,0 Кеч = 1 № 36697-08 |
КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 11094-87 |
КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 1276-59 |
KT = 0,5S/l,0 Кеч = 1 № 36697-08 |
КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 11094-87 |
КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 1276-59 |
KT = 0,5S/l,0 Кеч = 1 № 36697-08 |
КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 11094-87 |
КТ = 0,5 Ктт= 150/5 № 1856-63 |
KT = 0,5S/l,0 Кеч = 1 № 36697-08 |
КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 11094-87 |
КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 1276-59 | |||||||||||||
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
О |
Cd |
> |
О |
Cd |
> |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
о Cd > |
О |
Cd |
> |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
о Cd > |
О |
Cd |
> |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
о Cd > |
О |
Cd |
> |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
о Cd > |
О |
Cd |
> | |
| ЗНОЛП.4-ЮУ2 |
| ЗНОЛП.4-ЮУ2 |
| ЗНОЛП.4-ЮУ2 |
|Т0Л-СЭЩ-Ю-11 У2| |
|Т0Л-СЭЩ-Ю-11 У2 |
НАМИ-10 У2 |
| ТПЛ-10 |
| ТПЛ-10 |
НАМИ-10 У2 |
| ТПЛ-10 |
| ТПЛ-10 |
НАМИ-10 У2 |
| ТВЛМ-10 |
| ТВЛМ-10 |
НАМИ-10 У2 |
| ТПЛ-10 |
| ТПЛ-10 | |||||||||||
№ 0804130882 |
| №4001684 |
| №4001685 |
| №4001686 |
| №09730-11 |
| №09756-11 |
№ 0803103565 |
№ 7589 |
| № 4020 |
| № 8868 |
№ 0804101839 |
№ 7589 |
| № 16924 |
| № 17280 |
№ 0804101880 |
№ 7589 |
| № 78375 |
| № 78381 |
№ 0803102634 |
№ 7589 |
| № 45074 |
| № 33351 |
C/i | |||||
4000 |
4000 |
4000 |
3000 |
4000 | |||||||||||||||||||||||
Энергия активная, W? Энергия реактивная, WQ Календарное время |
Энергия активная, W? Энергия реактивная, WQ Календарное время |
Энергия активная, W? Энергия реактивная, WQ Календарное время |
Энергия активная, W? Энергия реактивная, WQ Календарное время |
Энергия активная, W? Энергия реактивная, WQ Календарное время |
Продолжение таблицы 2,1
Продолжение таблицы 2.1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | |||
ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВ Т-2, фидер «С-4» |
н |
КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 32139-06 |
А |
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 |
№ 09795-11 |
О о о |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||
В |
- |
- | |||||||
С |
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 |
№ 09871-11 | |||||||
а о сч |
КТ = 0,5 Ктн = 10000:^3/100:^3 № 46738-11 |
А |
ЗНОЛП.4-10 У2 |
№ 4001686 | |||||
В |
ЗНОЛП.4-10 У2 |
№ 4001685 | |||||||
С |
ЗНОЛП.4-10 У2 |
№ 4001684 | |||||||
Счётчик |
КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
№ 0803102785 | ||||||
IT) |
ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВ Т-2, фидер «С-6» |
н |
КТ = 0,5 Ктт = 300/5 № 32139-06 |
А |
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 |
№ 09731-11 |
о о о 40 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | |
В |
- |
- | |||||||
С |
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 |
№ 09755-11 | |||||||
а о сч |
КТ = 0,5 Ктн = 10000:^3/100:^3 № 46738-11 |
А |
ЗНОЛП.4-10 У2 |
№ 4001686 | |||||
В |
ЗНОЛП.4-10 У2 |
№ 4001685 | |||||||
С |
ЗНОЛП.4-10 У2 |
№ 4001684 | |||||||
Счётчик |
КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
№ 0810120262 | ||||||
Ю |
ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВ Т-2, фидер «С-8» |
н |
КТ = 0,5 Ктт = 300/5 № 32139-06 |
А |
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 |
№ 09761-11 |
о о о 40 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | |
В |
- |
- | |||||||
С |
ТОЛ-СЭЩ-10-11 У2 |
№ 09742-11 | |||||||
а о сч |
КТ = 0,5 Ктн = 10000:^3/100:^3 № 46738-11 |
А |
ЗНОЛП.4-10 У2 |
№ 4001686 | |||||
В |
ЗНОЛП.4-10 У2 |
№ 4001685 | |||||||
С |
ЗНОЛП.4-10 У2 |
№ 4001684 | |||||||
Счётчик |
КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
№ 0812123145 | ||||||
ПС 110/10 кВ «ПТФ» КРУН-10 кВ Т-1, фидер «ПФ-5» |
н |
КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 2473-69 |
А |
ТЛМ-10-2 У3 |
№ 5022 |
о о о |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||
В |
- |
- | |||||||
С |
ТЛМ-10-2 У3 |
№ 1323 | |||||||
а о |
КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69 |
А В С |
НТМИ-10-66 |
№ ЕКУ | |||||
Счётчик |
КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
№ 0110053097 | ||||||
00 |
ПС 110/10 кВ «ПТФ» КРУН-10 кВ Т-1, фидер «ПФ-7» |
н |
КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 2473-69 |
А |
ТЛМ-10-2 У3 |
№ 9608 |
о о о |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | |
В |
- |
- | |||||||
С |
ТЛМ-10-2 У3 |
№ 2814 | |||||||
а о |
КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69 |
А В С |
НТМИ-10-66 |
№ ЕКУ | |||||
Счётчик |
КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
№ 0804101625 |
23 |
22 |
21 |
20 |
19 | |||||||||||||||||||||||||||||||
КТП-523/1 (от ВЛ-6 кВ ф.523 ПС 35/6 кВ "X - 52") |
ЗТП 10/0,4 кВ «Ц7-09п» (от ВЛ-10 кВ «НС-6» с ПС 35/10/6 кВ «НС-12») |
ТП 10/0,4 кВ «ЦЗ-04» (от ВЛ-10 кВ «Ц-5» с ПС 110/35/10 кВ «Центральная») |
ГКТП 10/0,4 кВ «ПФ-9-103 Оп» (от ВЛ-10 кВ «ПФ-9» с ПС 110/10 кВ «ПТФ») |
ПС 220/110/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВ, фидер «Сг-5» |
ю | ||||||||||||||||||||||||||||||
Счётчик |
TH |
тт |
Счётчик |
TH |
ТТ |
Счётчик |
TH |
ТТ |
Счётчик |
TH |
ТТ |
Счётчик |
TH |
ТТ | |||||||||||||||||||||
КТ = 0,5S/l,0 Кеч = 1 № 36697-08 |
КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 15174-06 |
KT = 0,5S/l,0 Кеч = 1 № 27524-04 |
КТ = 0,5 Ктн = 10000W3/100N3 № 3344-08 |
КТ = 0,5 Ктт = 75/5 № 2363-68 |
KT = 0,5S/l,0 Кеч = 1 № 27524-04 |
КТ = 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 № 25927-03 |
КТ = 0,5 Ктт = 100/5 № 9143-01 |
KT = 0,5S/l,0 Кеч = 1 № 36697-08 |
КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69 |
КТ = 0,5 Ктт = 50/5 № 2363-68 |
KT = 0,5S/l,0 Кеч = 1 № 27524-04 |
КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69 |
КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 1276-59 | ||||||||||||||||||||||
СЭТ-4ТМ.03М.09 |
О |
со |
> |
О |
Cd |
> |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
О |
Cd |
> |
О |
Cd |
> |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
О |
Cd |
> |
О |
Cd |
> |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
О |
Cd |
> |
О |
Cd |
> |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
О |
Cd |
> |
О |
Cd |
> | |
1 |
| ТОП-0,66 УЗ |
| ТОП-0,66 УЗ |
| ТОП-0,66 УЗ |
| ЗНОЛ.06-ЮУЗ |
| ЗНОЛ.06-ЮУЗ |
| ЗНОЛ.06-ЮУЗ |
| ТПЛМ-10 |
| ТПЛМ-10 |
| ЗНИОЛ-Ю УЗ |
| ЗНИОЛ-Ю УЗ |
| ЗНИОЛ-Ю УЗ |
| ТЛК 10-5 УЗ |
| ТЛК 10-5 УЗ |
НТМИ-10-66 УЗ |
| ТПЛМ-10 |
| ТПЛМ-10 |
НТМИ-10-66 УЗ |
| ТПЛ-10 |
| ТПЛ-10 | ||||||||||||||||
№ 0805130399 |
1 |
| № 9056680 |
| № 9057126 |
| № 9056719 |
№ 0108071872 |
| №8711 |
| № 8661 |
| № 8660 |
| №02019 |
| № 03764 |
№0110052098 |
| № 0247 |
| № 0076 |
| № 0246 |
| № 06749 |
| № 06745 |
№0811120125 |
№230 |
| № 70753 |
| № 05763 |
№0111050012 |
№ ТСКА |
| № 69573 |
| № 0878 |
C/i | ||||||||||
40 |
1500 |
2000 |
1000 |
4000 | |||||||||||||||||||||||||||||||
Энергия активная, W? Энергия реактивная, WQ Календарное время |
Энергия активная, W? Энергия реактивная, WQ Календарное время |
Энергия активная, W? Энергия реактивная, WQ Календарное время |
Энергия активная, W? Энергия реактивная, WQ Календарное время |
Энергия активная, W? Энергия реактивная, WQ Календарное время |
Продолжение таблицы 2,1
Продолжение таблицы 2.1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
24 |
КТП-523/2 (от ВЛ-6 кВ ф.523 ПС 35/6 кВ "Х - 52") |
ТТ |
КТ = 0,5S Ктт = 200/5 № 29482-07 |
А |
Т-0,66 У3 |
№ 09117719 |
40 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
В |
Т-0,66 У3 |
№ 09117720 | ||||||
С |
Т-0,66 У3 |
№ 09117721 | ||||||
ТН |
- |
А В С |
- |
- | ||||
Счётчик |
КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.09 |
№ 0101072782 | |||||
25 |
КТП-523/958 (от ВЛ-6 кВ ф.523 ПС 35/6 кВ "Х - 52") |
ТТ |
КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 15174-06 |
А |
ТОП-0,66 У3 |
№ 9055268 |
40 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
В |
ТОП-0,66 У3 |
№ 9056365 | ||||||
С |
ТОП-0,66 У3 |
№ 9056337 | ||||||
ТН |
- |
А В С |
- |
- | ||||
Счётчик |
КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.09 |
№ 0110061064 |
Примечания:
1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 19832001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 или ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 или ГОСТ Р 52425-2005 режиме измерения реактивной электроэнергии;
2. Допускается замена измерительных трансформаторов и счётчиков на аналогичные (см. п. 1 Примечаний) утверждённых типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.1;
3. Допускается замена устройств сбора и передачи данных (УСПД) и устройств синхронизации времени (УСВ) на однотипные утверждённого типа.
Таблица 2.2 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
№ ИК |
Диапазон тока |
Границы относительной погрешности измерений активной и реактивной электрической энергии при индуктивной нагрузке для доверительной вероятности P=0,95 | |||||||
основной (± 5), % |
в рабочих условиях (± 5), % | ||||||||
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,866/ sin ф = 0,5 |
cos ф = 0,8/ sin ф = 0,6 |
cos ф = 0,5/ sin ф = 0,866 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,866/ sin ф = 0,5 |
cos ф = 0,8/ sin ф = 0,6 |
cos ф = 0,5/ sin ф = 0,866 | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1 - 3, 5, 7 - 16, 18, 20 |
0,05 1н1 < I1 < 0,1 1н1 |
1,8 |
2,5 |
2,9 |
5,5 |
3,0 |
3,7 |
4,1 |
6,6 |
- |
5,6 |
4,6 |
2,7 |
- |
7,9 |
6,9 |
5,3 | ||
0,1 1н1 < I1 < 0,2 1н1 |
1,6 |
2,2 |
2,5 |
4,6 |
2,9 |
3,5 |
3,8 |
5,9 | |
- |
4,7 |
3,8 |
2,4 |
- |
7,2 |
6,5 |
5,1 | ||
0,2 1н1 < I1 < 1н1 |
1,2 |
1,5 |
1,7 |
3,0 |
2,6 |
3,1 |
3,3 |
4,7 | |
- |
3,1 |
2,6 |
1,8 |
- |
6,3 |
5,8 |
4,9 | ||
1н1 < I1 < 1,2 1н1 |
1,0 |
1,2 |
1,3 |
2,3 |
2,6 |
3,0 |
3,2 |
4,3 | |
- |
2,4 |
2,1 |
1,5 |
- |
6,0 |
5,6 |
4,8 |
Продолжение таблицы 2.2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
4, 6, 17, 19, 21, 22 |
0,05 1н1 < I1 < 0,1 1н1 |
1,8 |
2,5 |
2,9 |
5,5 |
3,0 |
3,7 |
4,1 |
6,6 |
- |
5,7 |
4,7 |
2,9 |
- |
8,5 |
7,4 |
5,8 | ||
0,1 1н1 < I1 < 0,2 1н1 |
1,6 |
2,2 |
2,5 |
4,6 |
2,9 |
3,5 |
3,8 |
5,9 | |
- |
4,8 |
3,9 |
2,4 |
- |
6,8 |
6,0 |
4,8 | ||
0,2 1н1 < I1 < 1н1 |
1,2 |
1,5 |
1,7 |
3,0 |
2,6 |
3,1 |
3,3 |
4,7 | |
- |
3,2 |
2,6 |
1,8 |
- |
5,1 |
4,7 |
4,1 | ||
1н1 < I1 < 1,2 1н1 |
1,0 |
1,2 |
1,3 |
2,3 |
2,6 |
3,0 |
3,2 |
4,3 | |
- |
2,4 |
2,1 |
1,5 |
- |
4,4 |
4,2 |
3,9 | ||
23 |
0,05 1н1 < I1 < 0,1 1н1 |
1,7 |
2,4 |
2,8 |
5,4 |
2,9 |
3,6 |
4,0 |
6,5 |
- |
5,5 |
4,4 |
2,7 |
- |
7,8 |
6,9 |
5,3 | ||
0,1 1н1 < I1 < 0,2 1н1 |
1,5 |
2,0 |
2,3 |
4,4 |
2,8 |
3,4 |
3,7 |
5,7 | |
- |
4,5 |
3,6 |
2,2 |
- |
7,1 |
6,4 |
5,1 | ||
0,2 1н1 < I1 < 1н1 |
1,0 |
1,3 |
1,5 |
2,7 |
2,6 |
3,0 |
3.2 |
4,6 | |
- |
2,8 |
2,4 |
1,6 |
- |
6,2 |
5,7 |
4,8 | ||
1н1 < I1 < 1,2 1н1 |
0,8 |
1,0 |
1,1 |
1,9 |
2,5 |
2,9 |
3,1 |
4,1 | |
- |
2,1 |
1,8 |
1,3 |
- |
5,9 |
5,5 |
4,7 | ||
24 |
0,01 1н1 < I1 < 0,02 1н1 |
2,0 |
- |
- |
- |
3,1 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- | ||
0,02 1н1 < I1 < 0,05 1н1 |
1,8 |
2,3 |
2,6 |
4,7 |
3,0 |
3,6 |
3,9 |
6,0 | |
- |
5,7 |
4,7 |
3,2 |
- |
12,3 |
10,7 |
8,3 | ||
0,05 1н1 < I1 < 0,1 1н1 |
1,0 |
1,4 |
1,6 |
2,8 |
2,6 |
3,0 |
3,3 |
4,6 | |
- |
3,3 |
2,8 |
1,9 |
- |
7,1 |
6,4 |
5,4 | ||
0,1 1н1 < I1 < 0,2 1н1 |
0,9 |
1,2 |
1,3 |
2,4 |
2,5 |
3,0 |
3,2 |
4,4 | |
- |
2,8 |
2,3 |
1,6 |
- |
5,5 |
5,1 |
4,5 | ||
0,2 1н1 < I1 < 1н1 |
0,8 |
1,0 |
1,1 |
1,9 |
2,5 |
2,9 |
3,1 |
4,1 | |
- |
2,1 |
1,8 |
1,4 |
- |
4,6 |
4,3 |
4,0 | ||
1н1 < I1 < 1,2 1н1 |
0,8 |
1,0 |
1,1 |
1,9 |
2,5 |
2,9 |
3,1 |
4,1 | |
- |
2,1 |
1,8 |
1,3 |
- |
4,2 |
4,0 |
3,9 | ||
25 |
0,05 1н1 < I1 < 0,1 1н1 |
1,7 |
2,4 |
2,8 |
5,4 |
2,9 |
3,6 |
4,0 |
6,5 |
- |
5,6 |
4,5 |
2,8 |
- |
8,4 |
7,4 |
5,8 | ||
0,1 1н1 < I1 < 0,2 1н1 |
1,5 |
2,0 |
2,3 |
4,4 |
2,8 |
3,4 |
3,7 |
5,7 | |
- |
4,6 |
3,7 |
2,3 |
- |
6,6 |
5,9 |
4,8 | ||
0,2 1н1 < I1 < 1н1 |
1,0 |
1,3 |
1,5 |
2,7 |
2,6 |
3,0 |
3,2 |
4,6 | |
- |
2,9 |
2,4 |
1,6 |
- |
5,0 |
4,6 |
4,1 | ||
1н1 < I1 < 1,2 1н1 |
0,8 |
1,0 |
1,1 |
1,9 |
2,5 |
2,9 |
3,1 |
4,1 | |
- |
2,1 |
1,8 |
1,3 |
- |
4,2 |
4,0 |
3,9 |
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. Нормальные условия:
- параметры сети: диапазон напряжения - от 0,99^ином до 1,01-UH0M, диапазон силы тока -от 0,01-Тном до 1,2-!ном, диапазон коэффициента мощности 0,5инд. < cosф > 0,8емк., диапазон частоты - от 49,85 до 50,15 Гц;
- температура окружающего воздуха - от +21 °С до +25 °С
- магнитная индукция внешнего происхождения (в месте установки счётчиков), не более - 0,05 мТл.
3. Рабочие условия:
- параметры сети для ИК № 1-23, 25: диапазон напряжения - от 0,9^ином до 1,1-ином; диапазон силы тока - от 0,05-!ном до 1,2-1ном; диапазон коэффициента мощности 0,5инд. < cosф < 1, диапазон частоты - от 49,6 до 50,4 Гц;
- параметры сети для ИК № 24: диапазон напряжения - от 0,9^UHOM до 1,1^UH0M; диапазон силы тока - от 0,01 -1ном до 1,2-1ном; диапазон коэффициента мощности 0,5инд. < cosф < 1, диапазон частоты - от 49,6 до 50,4 Гц;
- допускаемая температура окружающего воздуха: для измерительных ТТ и ТН в зависимости от вида климатического исполнения и категории размещения по ГОСТ 15150-69; счетчиков электрической энергии - от -40 до +60 °С; контроллеров сетевых индустриальных - от -10 до +50 °С; устройств синхронизации времени - от -10 до +50 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения (в месте установки счётчиков), не более - 0,5 мТл.
Надёжность применяемых измерительных компонентов в АИИС КУЭ:
- в качестве показателей надёжности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 1983-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 90000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч.;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 70000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более = 2 ч.;
- УСВ - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 35000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более = 2 ч;
- ИВК - коэффициент готовности не менее КГ = 0,99 ч., среднее время восстановления работоспособности не более = 1 ч.
Оценка надёжности АИИС КУЭ в целом, не менее:
- КГ_АИис куЭ = 0,999 - коэффициент готовности;
- ТО_АИИС кУЭ = 3149,86 ч. - среднее время наработки на отказ.
Надёжность системных решений:
- применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;
- стойкость к электромагнитным воздействиям;
- ремонтопригодность;
- программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
- функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;
- резервирование электропитания оборудования системы;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
1. параметрирования;
2. пропадания напряжения;
3. коррекция времени.
- в журнале событий сервера фиксируются факты:
1. даты начала регистрации измерений;
2. перерывы электропитания;
3. программные и аппаратные перезапуски;
4. установка и корректировка времени;
5. нарушение защиты сервера;
6. отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.
- мониторинг состояния АИИС КУЭ:
1. возможность съема информации со счетчика автономным способом;
2. возможность получения параметров удаленным способом;
3. визуальный контроль информации на счетчике.
Защищённость применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
1. электросчётчиков;
2. промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
3. испытательных коробок;
4. УСПД;
5. сервера.
- наличие защиты результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи) на программном уровне;
- наличие защиты на программном уровне при параметрировании счетчиков, УСПД и сервера:
1. установка пароля на счётчик;
2. установка пароля на УСПД;
3. установка пароля на сервер.
Глубина хранения информации (профиля):
- электросчётчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 сут.;
- контроллер сетевой индустриальный - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 сут.;
- сервер - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани»).
Комплектность
Полная комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани») определяется проектной документацией на систему.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани») представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Количество |
1 |
2 |
Измерительный трансформатор тока ТЛМ-10 |
14 шт. |
Измерительный трансформатор тока ТПЛ-10 |
12 шт. |
Измерительный трансформатор тока ТПЛМ-10 |
6 шт. |
Измерительный трансформатор тока ТВЛМ-10 |
2 шт. |
Измерительный трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10 |
8 шт. |
Измерительный трансформатор тока ТЛК 10-5 |
2 шт. |
Измерительный трансформатор тока ТОП-0,66 |
6 шт. |
Измерительный трансформатор тока Т-0,66 |
3 шт. |
Измерительный трансформатор напряжения НТМИ-10-66 |
4 шт. |
Измерительный трансформатор напряжения НАМИ-10 |
1 шт. |
Измерительный трансформатор напряжения ЗНОЛП.4-10 |
3 шт. |
Измерительный трансформатор напряжения ЗНИОЛ-10 |
3 шт. |
Измерительный трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-10 |
3 шт. |
Счётчик электроэнергии многофункциональный типа СЭТ-4ТМ.03М |
17 шт. |
Счётчик электроэнергии многофункциональный типа СЭТ-4ТМ.03 |
8 шт. |
Коробка испытательная ЛИМГ |
25 шт. |
Разветвитель интерфейса RS-485 ПР-3 |
20 шт. |
Шкаф учета |
3 шт. |
Шкаф учета в составе: преобразователь интерфейса MOXA TCC-1001 - 2 шт., GSM модем Siemens MC35i в комплекте с блоком питания Siemens LOGO! Power - 2 шт, источник бесперебойного питания Smart -UPS SUA750I, термостат KTO, термостат KTS, тепловентилятор HGL 04601.0-00, фильтрующий вентилятор SK, светильник KLO. |
5 комплектов |
Шкаф учета в составе: GSM-модем СИКОН ТС65 - 2 шт., источник бесперебойного питания, компактный вентилятор (опционально), нагревательный элемент (опционально). |
3 комплекта |
Шкаф УСПД в составе: контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70, устройство синхронизации времени УСВ-2, GSM-модем СИКОН ТС65 - 2 шт, источник бесперебойного питания. |
2 комплекта |
Шкаф ИВК в составе: сервер сбора данных HP ProLiant DL380G5, сервер базы данных HP ProLiant DL380, коммутатор Ethernet HP ProCurve Switch 2626, 16-портовый асинхронный сервер RS-232 в Ethernet Moxa Nport 5610, 1-портовый асинхронный сервер интерфейсов RS-232/422/485 Moxa NPort IA 5150i-T, межсетевой экран Cisco PIX 506E, GSM-модем CINTERION - 4 шт., блок питания LOGO! Power 6EP1322-1SH02 - 3 шт., модем ZyXEL U-336E plus в комплекте с блоком питания, устройство синхронизации времени УСВ-1, источник бесперебойного питания APC Smart-UPS 2200, консоль с клавиатурой HP TFT7600. |
1 комплект |
Сервер, оснащенный ОС Microsoft Windows 2003 Server, система управления базами данных (СУБД) Microsoft Windows SQL 2003 Server, (ПО) «Пирамида 2000» |
1 комплект |
АРМ персонала, оснащенный ОС Windows XP Pro, (ПО) «Пирамида 2000» |
1 комплект |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
Переносный компьютер, оснащенный ОС Windows XP Pro, ПО для работы со счётчиками СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М «Конфигуратор СЭТ-4ТМ», с оптическим преобразователем для работы со счётчиками системы |
1 комплект |
Паспорт-Формуляр ЕКМН.466453.022-22 ПФ |
1 экземпляр |
Руководство пользователя ЕКМН.466453.022-22 ИЗ |
1 экземпляр |
Инструкция по эксплуатации КТС ЕКМН.466453.022-22 ИЭ |
1 экземпляр |
Методика поверки 132-СП-АС-МП |
1 экземпляр |
Поверка
осуществляется по документу 132-СП-АС-МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 01 ноября 2013 г.
Средства поверки измерительных компонентов:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации»;
- счётчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счётчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- контроллеров сетевых индустриальных типа СИКОН С70 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 году;
- устройства синхронизации времени типа УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15 декабря 2004 г.;
- устройств синхронизации времени типа УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.000И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 31 августа 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01 (Госреестр СИ РФ № 27008-04), принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
- переносной компьютер с оптическим преобразователем и ПО для работы со счётчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр «CENTER» (Госреестр СИ РФ № 22129-04): диапазон измерений температуры от минус 20 до 60 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе 132-СП-АС «Модернизация АИИС КУЭ филиала ОАО «НЭСК-электросети» «Славянскэлектросеть». Рабочая/проектная документация. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани»)
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных
систем. Основные положения».
2. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
3. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
4. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические
условия».
5. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
6. ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счётчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
7. ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счётчики реактивной энергии».
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.