Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСК "Красное Сормово" (АО "ПО "Севмаш")
| Номер в ГРСИ РФ: | 86549-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСК «Красное Сормово» (АО «ПО «Севмаш») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 86549-22 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСК "Красное Сормово" (АО "ПО "Севмаш") |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 969.13 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир
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
| 86549-22: Описание типа СИ | Скачать | 306.3 КБ | |
| 86549-22: Методика поверки | Скачать | 9.6 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСК «Красное Сормово» (АО «ПО «Севмаш») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных,
отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) и напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ООО «ЭСК «Красное Сормово», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УССВ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2.0», технические средства обеспечения электропитания.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи 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.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер БД АИИС КУЭ в составе верхнего - второго уровня системы.
На верхнем - втором уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерения до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов.
Сервер БД в автоматическом режиме или по запросу по сети Internet раз в сутки формирует отчеты с результатами измерений и отправляет информацию с использованием электронной подписи (далее по тексту - ЭП) представителя субъекта ОРЭМ с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP в заинтересованные организации в соответствии с Приложением 11.1.1. «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния 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 также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК и ИВК.
СОЕВ включает в себя УССВ на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS, ГЛОНАСС), встроенные часы сервера БД АИИС КУЭ и счетчиков. Коррекция времени сервера БД АИИС КУЭ производится от УССВ. Сличение времени сервера БД АИИС КУЭ с временем УССВ происходит не реже одного раза в сутки. Коррекция времени выполняется при расхождении времени сервера и УССВ.
Коррекция времени счетчиков производится от сервера БД АИИС КУЭ. При каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, происходит сличение времени часов сервера БД АИИС КУЭ с временем счетчиков. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении с временем сервера БД АИИС КУЭ более, чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).
Журналы событий сервера БД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер (№ 969.13) указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2.0», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2.0» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче от ИИК в ИВК является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2.0».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентифкационное наименование ПО |
Номер версии (идентифика ционый номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
BinaryPackControls.dll |
Не ниже 8.0 |
EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9D81 5476 |
MD5 |
|
CheckDataIntegrity.dll |
EO21 CF9C 974D D7EA 9121 984D 4754 D5C7 | ||
|
ComIECFunction. dll |
BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27 | ||
|
ComModbusFunction.dll |
AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917 | ||
|
ComStdFunction.dll |
EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373 | ||
|
DateTimeProcessing.dll |
D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D | ||
|
SafeValuesDataUpdate.dll |
B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB | ||
|
SimpleVerifyDataStatuses.dl l |
61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39 | ||
|
SummaryCheckCRC. dll |
EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5 | ||
|
V alue sDataProcessing.dll |
013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645 |
ПО «Пирамида 2.0» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных из менений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
TH |
Счётчик |
УССВ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
РТП-84 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 13 |
ТИОЛ-10 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Per. № 1261-08 |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 16687-13 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
УСВ-3 Per. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1Д ±2,6 |
±2,8 ±5,3 |
|
2 |
РТП-84 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 16 |
ТИОЛ-10 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Per. № 1261-08 |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,8 ±5,3 | |
|
3 |
РП-1 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 4 |
ТИЛ-10-М Кл.т. 0,5S Ктт 400/5 Per. №22192-07 |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,8 ±5,3 | |
|
4 |
РТП-101 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 15 |
ТИОЛ-10 Кл.т. 0,5S Ктт 150/5 Per. № 1261-08 |
ЗНАМИТ-10(6)-1 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 40740-09 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,8 ±5,3 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
РП-3 10 кВ, 1 СП! 10 кВ, яч. 12 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Per. №47958-16 |
НАМИТ-Ю Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 16687-13 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
УСВ-3 Per. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1Д ±2,6 |
±2,8 ±5,3 |
|
6 |
РП-3 10 кВ, 2 СП! 10 кВ, яч. 16 |
тпол-ю Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Per. №47958-16 |
НАМИТ-Ю Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 16687-13 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,8 ±5,3 | |
|
7 |
РП-7 10 кВ, 1 СП! 10 кВ, яч.31 |
ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,2S Ктт 600/5 Per. №47959-11 |
НАМИТ-Ю-2 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,8 |
±1,8 ±4,0 | |
|
8 |
ТП-1 10 кВ, 1 СП! 10 кВ, яч.З |
ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5S Ктт 150/5 Per. № 1261-08 |
НАМИТ-Ю-2 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,8 ±5,3 | |
|
9 |
РП-4 10 кВ, яч.18 |
ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Per. № 1261-08 |
ЗНАМИТ-Ю(6)-1 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 40740-09 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,8 ±5,3 | |
|
10 |
РП-10 10 кВ, 1 СП! 10 кВ, яч.8 |
ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5S Ктт 200/5 Per. № 1261-08 |
НАМИТ-Ю-2 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,8 ±5,3 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
и |
РП-2 10 кВ, яч.И |
тпол-ю Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Per. № 1261-08 |
НАМИТ-Ю-2 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 16687-07 ЗНАМИТ-Ю(6)-1 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 40740-09 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
УСВ-3 Per. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1Д ±2,6 |
±2,8 ±5,3 |
|
12 |
РТП-5 10 кВ, 2 СП! 10 кВ, яч.7 |
ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Per. № 1261-08 |
НАМИТ-Ю-2 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,8 ±5,3 | |
|
13 |
РП-4 города 10 кВ, 1 СП! 10 кВ, яч.7, КЛ 10 кВ в сторону РП-101 10 кВ |
ТИЛ-Юс Кл.т. 0,5 Ктт 400/5 Per. №29390-10 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
14 |
ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 1 СП! 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-26 |
ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. № 1261-59 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
15 |
ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 1 СП! 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-28 |
ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. № 1261-59 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
16 |
ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 1 СП! 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-30 |
ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. № 1261-59 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
17 |
ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 1 СП! 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-36 |
тпол-ю Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. № 1261-59 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
УСВ-3 Per. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1Д ±2,6 |
±3,1 ±5,6 |
|
18 |
ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 1 СП! 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-42 |
ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Per. № 1261-59 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
19 |
ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 1 СП! 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-46 |
ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Per. № 1261-59 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
20 |
ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 2 СП! 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-08 |
ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. № 1261-59 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
21 |
ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 2 СП! 10 кВ, КЛ ЮкВф. 38-12 |
ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. № 1261-59 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
22 |
ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 2 СП! 10 кВ, КЛ ЮкВф. 38-16 |
ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. № 1261-59 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
23 |
ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 2 СП! 10 кВ, КЛ ЮкВф. 38-18 |
ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. № 1261-59 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
24 |
ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 3 СП! 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-33 |
тпол-ю Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. № 1261-59 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
УСВ-3 Per. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1Д ±2,6 |
±3,1 ±5,6 |
|
25 |
ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 3 СП! 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-35 |
ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. № 1261-59 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
26 |
ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 4 СП! 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-03 |
ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Per. № 1261-59 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
27 |
ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 4 СП! 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-05 |
ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. № 1261-59 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
28 |
ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 4 СП! 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-07 |
ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. № 1261-59 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
29 |
ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 4 СП! 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-09 |
ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. № 1261-59 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
30 |
ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 4 СП! 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-17 |
ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. № 1261-59 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
31 |
ПС-55 110 кВ, РУ-10 кВ, 1 СП! 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 55-09 |
твлм-ю Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. № 1856-63 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
УСВ-3 Per. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1Д ±2,6 |
±3,1 ±5,6 |
|
32 |
ПС-55 110 кВ, РУ-10 кВ, 1 СП! 10 кВ, КЛ ЮкВф. 55-11 |
ТВЛМ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. № 1856-63 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
33 |
ПС-55 110 кВ, РУ-10 кВ, 1 СП! 10 кВ, КЛ ЮкВф. 55-19 |
ТВЛМ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. № 1856-63 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
34 |
ПС-55 110 кВ, РУ-10 кВ, 2 СП! 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 55-29 |
ТВЛМ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. № 1856-63 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
35 |
ПС-55 110 кВ, РУ-10 кВ, 3 СП! 10 кВ, КЛ ЮкВф. 55-16 |
твлм Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. №45040-10 ТВЛМ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. № 1856-63 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 | |
|
36 |
ПС-55 110 кВ, РУ-10 кВ, 3 СП! 10 кВ, КЛ ЮкВф. 55-18 |
ТВЛМ-Ю Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Per. № 1856-63 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,1 ±5,6 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
ПС-55 110 кВ, РУ- |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Per. № 1856-63 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М |
активная |
±1Д |
±3,1 | ||
|
37 |
10 кВ, 3 СП! 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 55-20 |
Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
реактивная |
±2,6 |
±5,6 | |||
|
ПС-55 110 кВ, РУ- |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Per. № 1856-63 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М |
активная |
±1,1 |
±3,1 | ||
|
38 |
10 кВ, 3 СП! 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 55-26 |
Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
реактивная |
±2,6 |
±5,6 | |||
|
ПС-55 110 кВ, РУ- |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Per. № 1856-63 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М |
активная |
±1,1 |
±3,1 | ||
|
39 |
10 кВ, 4 СП! 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 55-34 |
Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
реактивная |
±2,6 |
±5,6 | |||
|
ПС-55 110 кВ, РУ- |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Per. № 1856-63 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М |
активная |
±1,1 |
±3,1 | ||
|
40 |
10 кВ, 4 СП! 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 55-38 |
Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
УСВ-3 |
реактивная |
±2,6 |
±5,6 | ||
|
ПС-55 110 кВ, РУ- |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Per. № 1856-63 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М |
Per. № 64242-16 |
активная |
±1,1 |
±3,1 | |
|
41 |
10 кВ, 4 СП! 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 55-40 |
Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
реактивная |
±2,6 |
±5,6 | |||
|
ПС-55 110 кВ, РУ- |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. № 1856-63 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М |
активная |
±1,1 |
±3,1 | ||
|
42 |
10 кВ, 4 СП! 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 55-42 |
Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
реактивная |
±2,6 |
±5,6 | |||
|
ПС-55 110 кВ, РУ- |
тпол-ю Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Per. № 1261-59 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М |
активная |
±1,1 |
±3,1 | ||
|
43 |
10 кВ, 4 СП! 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 55-52 |
Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
реактивная |
±2,6 |
±5,6 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
44 |
ТП 10 кВ Базисные склады, Ввод 0,4 кВ |
ТТИ-40 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Per. №28139-07 |
- |
СЭТ-4ТМ.02М.10 Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±3,0 ±5,5 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | |||||||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана coscp = 0,8 инд 1=0,02(0,05) ТНОм и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1-44 от минус 40 до плюс 60 °C. 4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Per. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5 Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных, при условии, что предприятие-владелец АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных метрологических характеристик. 6 Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа. 7 Допускается замена сервера АПИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 8 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 9 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АПИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
аблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
44 |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Г ц - коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды, оС |
от 99 до 101 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Г ц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС - температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС - температура окружающей среды в месте расположения УССВ, оС |
от 90 до 110 от 2(5) до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от 49,5 до 50,5 от -45 до +40 от -40 до +60 от +10 до +30 от -25 до +60 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики электроэнергии: для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М.10 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
220000 2 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., не менее - при отключении питания, лет, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
113 30 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал сервера:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывы электропитания;
- программные и аппаратные перезапуски;
- установка и корректировка времени;
- переход на летнее/зимнее время;
- нарушение защиты ИВК;
- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени;
- замена счетчика;
- полученные «Журналы событий» ИИК.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; -испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
аблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10-М |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-I |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10с |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
56 |
|
Трансформаторы тока |
ТВЛМ-10 |
22 |
|
Трансформаторы тока |
ТВЛМ |
1 |
|
Трансформаторы тока |
ТТИ-40 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10-2 |
8 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНАМИТ-10(6)-1 УХЛ2 |
4 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 |
9 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
43 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.02М.10 |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Программное обеспечение |
ПО «Пирамида 2.0» |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.969.13 ПФ |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСК «Красное Сормово» (АО «ПО «Севмаш»), аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Смотрите также
