Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "НЭСК" 7-я очередь
| Номер в ГРСИ РФ: | 89274-23 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" (НЭСК), г.Краснодар |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «НЭСК» 7-я очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения информации, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 89274-23 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "НЭСК" 7-я очередь |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" (АО "НЭСК"), г. Краснодар
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 89274-23: Описание типа | Скачать | 139.9 КБ | |
| 89274-23: Методика поверки | Скачать | 9.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «НЭСК» 7-я очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения информации, 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), 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 устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), 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.
Для измерительных каналов (ИК) №№ 4-19 цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на соответствующие УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование, хранение и передача полученных данных на сервер, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков 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.
Также сервер обеспечивает прием информации о результатах измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии, выполненных с учетом возможных потерь электроэнергии, от АИИС КУЭ утвержденного типа, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, в виде xml-файлов установленных форматов 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, и ее передачу всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта 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 установленных форматов 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 и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется не реже одного раза в час. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний часов УСПД с часами сервера на величину более ±1 с.
Для ИК №№ 4-19 сравнение показаний часов счетчиков с часами соответствующего УСПД осуществляется при каждом сеансе связи со счетчиками (1 раз в 30 мин). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами соответствующего УСПД на величину более ±2 с.
Для остальных ИК сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 мин). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и 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. Маркировка заводского номера АИИС КУЭ АО «НЭСК» 7-я очередь наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера, типографским способом. Дополнительно заводской номер 30-0223 указывается в формуляре.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2000» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||||||||
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcCli-ents.dll |
CalcLeak-age.dll |
CalcLoss es.dll |
Metrol-ogy.dll |
ParseBin. dll |
Par-seIEC.dll |
Parse-Mod-bus.dll |
ParsePira mida.dll |
Synchro NSLdll |
Verify-Time.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 3.0 | |||||||||
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0 b1b21906 5d63da94 9114dae4 |
b1959ff70 be1eb17c 83f7b0f6d 4a132f |
d79874d1 0fc2b156 a0fdc27e 1ca480ac |
52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 |
6f557f885 b7372613 28cd7780 5bd1ba7 |
48e73a92 83d1e664 94521f63 d00b0d9f |
c391d642 71acf405 5bb2a4d3 fe1f8f48 |
ecf532935 ca1a3fd32 15049af1f d979f |
530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 |
1ea5429b 261fb0e2 884f5b35 6a1d1e75 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 | |||||||||
Технические характеристики
Состав ИК и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
УСВ |
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 |
ГКТП ПФ-9-1030п 10 кВ, РУ-10 кВ, ввод ВЛ-10 кВ ПФ-9 |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 20/5 Рег. № 47958-11 Фазы: А; С |
НТМИ-10 У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 51199-12 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
— |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
HP Proliant DL380G7 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,7 |
|
2 |
ПС 110 кВ Птицефабрика, КРУН 10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ВЛ-10 кВ ПФ-5 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 2473-05 Фазы: А; С |
НАМИ-10-95 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 60002-15 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,7 | |||
|
3 |
ПС 110 кВ Птицефабрика, КРУН 10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ВЛ-10 кВ ПФ-7 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 2473-05 Фазы: А; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
— |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,9 | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
4 |
ПС 110 кВ Славянская, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ВЛ-10 кВ С-11 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С |
НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 51621-12 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
HP Proliant DL380G7 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,5 5,9 |
|
5 |
ПС 110 кВ Славянская, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ВЛ-10 кВ С-13 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,5 5,9 | ||||
|
6 |
ПС 110 кВ Славянская, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ВЛ-10 кВ С-3 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,5 5,9 | ||||
|
7 |
ПС 110 кВ Славянская, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ВЛ-10 кВ С-7 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,5 5,9 | ||||
|
8 |
ПС 110 кВ Славянская, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ВЛ-10 кВ С-9 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 150/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,5 5,9 | ||||
|
9 |
ПС 110 кВ Славянская, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ С-1 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,5 5,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
10 |
ПС 110 кВ Славянская, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ С-5 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 150/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С |
НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 51621-12 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
HP Proliant DL380G7 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,5 5,9 |
|
11 |
ПС 110 кВ Славянская, КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ С-2 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 32139-11 Фазы: А; С |
ЗНОЛП.4-10 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,9 | |||
|
12 |
ПС 110 кВ Славянская, КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ С-4 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 32139-11 Фазы: А; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,9 | ||||
|
13 |
ПС 110 кВ Славянская, КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ С-6 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 32139-11 Фазы: А; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,9 | ||||
|
14 |
ПС 110 кВ Славянская, КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ С-8 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 32139-11 Фазы: А; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,7 | ||||
|
15 |
ПС 110 кВ Центральная, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ Ц-3 |
ТЛК-СТ-10 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 58720-14 Фазы: А; С |
НТМИ-10-66У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,5 5,9 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
16 |
ПС 110 кВ Центральная, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ Ц-7 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С |
НТМИ-10-66У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
HP Proliant DL380G7 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,9 |
|
17 |
ПС 110 кВ Центральная, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ Ц-9 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 48923-12 Фазы: А; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,5 5,9 | ||||
|
18 |
ПС 110 кВ Центральная, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ Ц-11 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 48923-12 Фазы: А; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,5 7,4 | ||||
|
19 |
ПС 110 кВ Центральная, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, КЛ-10 кВ Ц-13 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 48923-12 Фазы: А; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,5 5,9 | ||||
|
20 |
КТП-523/958 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 |
ТОП-М-0,66 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 71205-18 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,8 | ||||
|
21 |
ЗТП-Ц7-09 10 кВ, РУ-10 кВ, ввод ВЛ-10 кВ НС-6 |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 75/5 Рег. № 2363-68 Фазы: А; С |
ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
— |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
22 |
ТП-ЦЗ-04 10 кВ, РУ-10 кВ, ввод ВЛ-10 кВ Ц-5 |
ТЛК10-5 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 9143-01 Фазы: А; С |
ЗНИОЛ-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 25927-03 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
— |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,7 | ||
|
23 |
РП-10 кВ Славянская, КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ВЛ-10 кВ Сг-5 |
ТЛК-СТ-10 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 58720-14 Фазы: А; С |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
— |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
HP Proliant DL380G7 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,5 7,4 |
|
24 |
ВЛ-10 кВ ИВ-7 от ПС 35 кВ Ивановская-2, оп. №29, ПКУ 10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 75/5 Рег. № 51623-12 Фазы: А; С |
ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 55024-13 Фазы: А; В; С |
Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 |
— |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,9 | ||
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов времени UTC(SU) |
компонентов АИ |
ИС КУЭ в |
рабочих условиях относительно шкалы |
±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 ИК №№ 4-10, 15, 17-19, 23 для силы тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для силы
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, УСВ 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 |
24 |
|
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
сила тока, % от 1ном для ИК №№ 4-10, 15, 17-19, 23 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
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 |
|
сила тока, % от 1ном для ИК №№ 4-10, 15, 17-19, 23 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
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 и | |
|
УСПД, °С |
от -10 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +15 до +25 |
|
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 36697-08): среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчика типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в | |
|
Федеральном информационном фонде 36697-17): среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
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 счетчика типа Меркурий 230: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
150000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УСПД: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УСВ: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
1 |
2 |
|
для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
113060 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
113 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
для счетчика типа Меркурий 230: тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее |
85 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
для УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
для сервера: 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 счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
- журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
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 проходные |
ТПЛ-10-М |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
12 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
21 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
10 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК-СТ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТОП-М-0,66 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК10-5 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10 У3 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные |
НАМИ-10-95 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы |
НАЛИ-СЭЩ-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения заземляемые |
ЗНОЛП.4-10 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66У3 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения заземляемые |
ЗНОЛ.06-10 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНИОЛ-10 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
7 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
16 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные статические |
Меркурий 230 |
1 |
|
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
2 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Сервер |
HP Proliant DL380G7 |
1 |
|
Методика поверки |
_ |
1 |
|
Формуляр |
ЕКМН.466453.022-22.7 ФО |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «НЭСК» 7-я очередь», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.
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
