Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "АИИС-КТЭЦ"
| Номер в ГРСИ РФ: | 84948-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «АИИС-КТЭЦ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 84948-22 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "АИИС-КТЭЦ" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 01 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Прософт-Системы" (ООО "Прософт-Системы"), г. Екатеринбург
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 84948-22: Описание типа СИ | Скачать | 342.4 КБ | |
| 84948-22: Методика поверки | Скачать | 9.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «АИИС-КТЭЦ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), приемник временной синхронизации (ПВС), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя серверное оборудование (сервер опроса и сервер базы данных (далее - сервер)), программный комплекс (ПК) «Энергосфера», автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. 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.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, накопление и хранение полученных данных, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная информация от УСПД при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленного формата в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, ПВС. ПВС обеспечивают передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов УСПД с ПВС осуществляется в автоматическом режиме по протоколу NTP с периодом не более 5 мин. Корректировка часов УСПД производится при расхождении более ±0,1 с.
Сравнение показаний часов сервера с часами УСПД осуществляется 1 раз в сутки. Корректировка часов сервера производится при расхождении более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД выполняется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении не менее ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД, сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «АИИС-КТЭЦ».
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты
данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
|
Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Эне |
ргосфера» |
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
pso metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электрической энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
ПВС |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
1 |
Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 1, ввод 10 кВ ТГ-4 |
ТПШФ Кл.т. 0,5 5000/5 Рег. № 519-50 Фазы: А; В; С |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 |
NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 |
HP ProLiant DL380 Gen7 HP ProLiant DL360 Gen9 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
2 |
Курганская ТЭЦ, ТГ-5 10 кВ |
ТПШФ Кл.т. 0,5 5000/5 Рег. № 519-50 Фазы: А; В; С |
НТМИ-10 У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 51199-12 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 | |||
|
3 |
Курганская ТЭЦ, ТГ-6 10 кВ |
ТШВ15 Кл.т. 0,5 8000/5 Рег. № 1836-63 Фазы: А; В; С |
ЗНОМ-15-63 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 1593-70 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
4 |
Курганская ТЭЦ, ТГ-7 10 кВ |
ТШЛ20Б-1 Кл.т. 0,2 8000/5 Рег. № 4016-74 Фазы: А; В; С |
ЗНОМ-15-63 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 1593-70 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 |
NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 |
HP ProLiant DL380 Gen7 HP ProLiant DL360 Gen9 |
Активная Реактивная |
0,9 1,6 |
1,6 4,8 |
|
5 |
Курганская ТЭЦ, ТГ-8 10 кВ |
ТШВ15 Кл.т. 0,2 8000/5 Рег. № 5718-76 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-72 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
0,9 1,6 |
1,6 4,8 | |||
|
6 |
Курганская ТЭЦ, ТГ-9 10 кВ |
ТШВ15Б Кл.т. 0,2 8000/5 Рег. № 5719-76 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-72 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
0,9 1,6 |
1,6 4,8 | |||
|
7 |
Курганская ТЭЦ, ввод 10 кВ ТСН-1 ТГ-6 |
ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 1423-60 Фазы: А; В; С |
ЗНОМ-15-63 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 1593-70 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |||
|
8 |
Курганская ТЭЦ, ввод 10 кВ ТСН-2 ТГ-6 |
ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 1423-60 Фазы: А; В; С |
ЗНОМ-15-63 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 1593-70 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |||
|
9 |
Курганская ТЭЦ, ввод 10 кВ ТСН-3 ТГ-7 |
ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 1423-60 Фазы: А; В; С |
ЗНОМ-15-63 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 1593-70 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
10 |
Курганская ТЭЦ, ввод 10 кВ ТСН-4 ТГ-8 |
ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 1423-60 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-72 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 |
NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 |
HP ProLiant DL380 Gen7 HP ProLiant DL360 Gen9 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 |
|
11 |
Курганская ТЭЦ, ввод 10 кВ ТСН-5 ТГ-9 |
ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 1423-60 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-72 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 | |||
|
12 |
Курганская ТЭЦ, ввод 110 кВ РТСН № 1 |
ТФНД-110М Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/ 100/\3 Рег. № 14205-05 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 | |||
|
13 |
Курганская ТЭЦ, ввод 110 кВ РТСН № 3 |
ТФНД-110М-П Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 76445-19 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/ 100/\3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 | |||
|
14 |
Курганская ТЭЦ, ввод 110 кВ Т-3 |
ТФНД-110 М Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/ 100/\3 Рег. № 14205-05 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 | |||
|
15 |
Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 6 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
16 |
Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 8 |
ТПШФ Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 519-50 Фазы: А; С |
НТМИ-10-66 У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 |
NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 |
HP ProLiant DL380 Gen7 HP ProLiant DL360 Gen9 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 |
|
17 |
Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 11 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2473-05 Фазы: А; С |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |||
|
18 |
Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 16 |
ТПШФ Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 519-50 Фазы: А; С |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 | |||
|
19 |
Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 18 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 1261-59 Фазы: А ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 7069-79 Фазы: В; С |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 | |||
|
20 |
Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 26 |
ТПШФ Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 519-50 Фазы: А; С |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
21 |
Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 27 |
ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 7069-02 Фазы: А; С |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 |
NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 |
HP ProLiant DL380 Gen7 HP ProLiant DL360 Gen9 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
22 |
Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 32 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |||
|
23 |
Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 38 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2473-05 Фазы: А; С |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |||
|
24 |
Курганская ТЭЦ, ввод 6 кВ Т1 |
ТПОФ Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 518-50 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |||
|
25 |
Курганская ТЭЦ, ввод 6 кВ Т2 |
ТПОФ Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 518-50 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |||
|
26 |
ПС 110 кВ КАВЗ, III с.ш. 10 кВ, яч. 31 |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 2363-68 Фазы: А; С |
НТМИ-10-66 У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
27 |
ПС 110 кВ КАВЗ, III с.ш. 10 кВ, яч. 33 |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 47958-16 Фазы: А; С |
НТМИ-10-66 У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 |
NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 |
HP ProLiant DL380 Gen7 HP ProLiant DL360 Gen9 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 |
|
28 |
Курганская ТЭЦ, КРУ-6 кВ, яч. 37 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |||
|
29 |
Курганская ТЭЦ, КРУ-6 кВ, яч. 63 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |||
|
30 |
Курганская ТЭЦ, КРУ-6 кВ, яч. 41 |
ТПЛ-10У3 Кл.т. 0,5 75/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |||
|
31 |
Курганская ТЭЦ, КРУ-6 кВ, яч. 1226 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |||
|
32 |
Курганская ТЭЦ, РУ-6 кВ Насосной осветленной воды, яч. 3 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-13 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
33 |
Курганская ТЭЦ, РУ-6 кВ Циркнасосной №1, яч. 11 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С |
НОМ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 159-49 Фазы: А; С |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 |
NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 |
HP ProLiant DL380 Gen7 HP ProLiant DL360 Gen9 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
34 |
Курганская ТЭЦ, РУ-0,4 кВ Пиковой котельной, п. 20 |
ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 15174-06 Фазы: А; В; С |
— |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
0,9 1,9 |
2,9 4,7 | |||
|
35 |
Курганская ТЭЦ, РУ-0,4 кВ Пиковой котельной, п. 22 |
Т-0,66У3 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 6891-78 Фазы: А; В; С |
— |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
0,9 1,9 |
2,9 4,7 | |||
|
36 |
Курганская ТЭЦ, РУ-0,4 кВ Разгру-зустройства, п. 20» |
ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С |
— |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
0,9 1,9 |
2,9 4,7 | |||
|
37 |
Курганская ТЭЦ, РУ-0,4 кВ Разгру-зустройства, п. 22 |
ТТЭ-А Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 67761-17 Фазы: А; В ТТИ-А Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 28139-12 Фазы: С |
— |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
0,9 1,9 |
2,9 4,7 |
|
Продолжение таблицы 2 | ||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
38 |
Курганская ТЭЦ, КРУ-6 кВ, яч. 113 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 380-49 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 |
NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 |
HP ProLiant DL380 Gen7 HP ProLiant DL360 Gen9 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
39 |
Курганская ТЭЦ, РУ-6 кВ Насосной осветленной воды, яч. 1 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-13 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | |||
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) |
±5 с | |||||||||
Примечания:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от 1ном; cos9 = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД и ПВС на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество ИК |
39 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
|
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
|
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от -5 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С |
от +5 до +35 |
|
температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 36697-12): | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 36697-08): | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УСПД: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
для ПВС: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
75000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для серверов: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
75000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
|
не менее |
113 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
1 |
2 |
|
для УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
для серверов: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
коррекции времени;
формирование событий по результатам автоматической самодиагностики;
отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
перерывы питания с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал УСПД:
пропадания напряжения;
коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
- журнал сервера:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
пропадания питания;
коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиками;
замены счетчика;
события, полученные с уровня ИИК «Журналы событий».
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТПШФ |
12 |
|
Трансформаторы тока шинные |
ТШВ15 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТШЛ20Б-1 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТШВ15Б |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТПШЛ-10 |
15 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТФНД-110М |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТФНД-110М-И |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
5 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
18 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ 10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОФ |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока проходные |
ТПЛ-10-М |
2 |
|
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10У3 |
2 |
|
Трансформаторы тока опорные |
ТОП-0,66 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66У3 |
3 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТТЭ-А |
2 |
|
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ |
ТТИ-А |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10 У3 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-15-63 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
9 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 У3 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
5 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НОМ-6 |
2 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
19 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
20 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 |
|
Приемник временной синхронизации |
NVS-GNSS-MTA |
1 |
|
Сервер сбора |
HP ProLiant DL380 Gen7 |
1 |
|
Сервер баз данных |
HP ProLiant DL360 Gen9 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
55181848.422222.055.01 ПФ |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием
АИИС КУЭ «АИИС-КТЭЦ», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат
аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Смотрите также
