Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Нурэнерго"
- ООО "Энсис Технологии", г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:39614-08
- 26.08.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Нурэнерго"
Основные | |
Тип | |
Год регистрации | 2008 |
Дата протокола | 14 от 25.12.08 п.248 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Номер сертификата | 34042 |
Срок действия сертификата | . . |
Страна-производитель | Россия |
Технические условия на выпуск | проект.документация ООО |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии ОАО «Нурэнерго» (в дальнейшем - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также автоматизированного сбора, хранения, обработки и отражения полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача в заинтересованные организации результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений со стороны сервера заинтересованной организации к информационно-вычислительному комплексу (далее - ИВК), устройству сбора и передачи данных (далее - УСПД);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень (ИИК) - трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746; трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983; счётчики ЕвроАльфа класса точности 0,5S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1.
2-й уровень (ИВКЭ) - УСПД типа RTU-325.
3-й уровень (ИВК) — центры сбора и обработки данных (ИВК участков электрической сети (УЭС) и центральный ИВК), включающие в себя каналы связи, каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных ОАО «Нурэнерго», устройства синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и соответствующее программное обеспечение (ПО).
Принцип работы АИИС КУЭ заключается в следующем.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Принцип действия счетчика основан на измерении мгновенных значений входных сигналов тока и напряжения шестиканальным аналого-цифровым преобразователем (АЦП), с последующим вычислением среднеквадратических значений токов и напряжений, активной, реактивной и полной мощности и энергии, углов сдвига фазы и частоты цифровым сигнальным процессором. Счетчик также имеет в своем составе микроконтроллер, энергонезависимую память данных и встроенные часы реального времени, позволяющие вести учет активной и реактивной энергии по тарифным зонам суток.
В ИИК АИИС КУЭ в качестве расчетных приборов учета используются счетчики электрической энергии типа ЕвроАльфа.
УСПД (ИВКЭ) осуществляет сбор данных со счетчиков электрической энергии по цифровому интерфейсу связи RS-485, производит обработку результатов измерений. Вычисление величин энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения производится с помощью ПО счетчиков «AlphaPlus-Е».
Сбор информации от УСПД (ИВКЭ) на подстанциях: Ищерская, Ойсунгур, Гудермес-Тяговая, Каргалиновская, Бороздиновская, Самашки осуществляется по основным и резервным ! каналам связи серверами АИИС КУЭ ИВК УЭС. Затем суммарная информация'из серверов северного и Центрального УЭС поступает по каналам связи на сервер Центрального ИВК.
Основными кшгалами" связи ИВК УЭС и центрального ИВК с УСПД на подстанциях: Ищерская, Ойсунгур, Гудермес-Тяговая, Каргалиновская, Бороздиновская, Самашки являются ВЧ-каналы. В качестве резервного канала связи между УСПД вышеперечисленных подстанций и уровнем ИВК используется коммутируемый телефонный канал сети сотовой связи стандарта GSM.
На ПС «Грозный-330» информация об энергопотреблении передается сразу в Центральный ИВК ОАО «Нурэнерго». Основным каналом связи для передачи данных является канал, организуемый при помощи существующей радиорелейной линии ОАО «Нурэнерго», а резервным - ВЧ-связь.
На серверах ИВК УЭС осуществляется хранение, обработка и предоставление на АРМы по локальной сети предприятия собранной информация,
Центральный сервер (ИВК) служит также для дальнейшей ретрансляции по существующим каналам связи в заинтересованные организации.
Система обеспечения единого времени выполняет функцию синхронизации хода внутренних часов элементов системы на всех уровнях АИИС КУЭ, с обеспечением перехода на «Зимнее» и «Летнее» время и работает по часовому поясу г. Москва. Данная функция является централизованной. Корректировка времени на уровнях ИВК, ИВКЭ, ИИК АИИС КУЭ осуществляется последовательно, начиная с верхних уровней.
На уровнях ИВК УЭС и Центрального ИВК ОАО «Нурэнерго» установлены устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приёмников УССВ типа 35HVS. Настройка системного времени сервера баз данных ИВК ОАО «Нурэнерго» выполняется не реже одного раза в сутки непосредственно от УССВ с помощью программного обеспечения, входящего в его комплект поставки.
Корректировка времени в момент синхронизации осуществляется сервером АИИС КУЭ автоматически при обнаружении рассогласования времени УССВ и сервера АИИС КУЭ более чем на ± 0,1 с.
Корректировка хода внутренних часов УСПД (ИВКЭ) на подстанциях осуществляется во время сеансов связи от серверов ИВК УЭС. Синхронизация времени в УСПД является функцией программного модуля - компонента внутреннего ПО УСПД. Ход внутренних часов счетчиков электрической энергии (ИИК) синхронизируется со временем в УСПД не реже 1 раза в сутки. Коррекция выполняется принудительно со стороны УСПД, и реализуется программным модулем заводского ПО. Все действия по синхронизации хода внутренних часов отображаются и записываются в журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней.
Разность показаний часов всех компонентов системы составляет не более ± 5 с.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в таблице 1.
Таблица 1
№ | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | |||
ТТ | TH | Счетчик | УСПД | |||
1 | ВЛ-110 кВ Л-120 "Моздок-Ищерская" | ТБМО-ПО 600/5 Кл. т. 0,5S Зав № 1736 Зав. № 1739 Зав. № 1718 | НАМИ-ПО 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 396 Зав. №384 Зав. № 391 | EA05RAL-P4B-4 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01106044 | RTU-325 №000912 | Активная реактивная |
2 | ВЛ-110 кВ Л-129 "Моздок-Ищерская" | ТБМО-ПО 600/5 Кл. т. 0,5S Зав № 1721 Зав. № 1614 Зав. № 1734 | НАМИ-110 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 396 Зав. №384 Зав. №391 | EA05RAL-P4B-4 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01106052 | ||
3 | ВЛ-110 кВ Л-123 "Ищерская-Затеречная" | ТБМО-ПО 600/5 Кл. т. 0,5S Зав № 357 Зав. № 366 Зав. № 330 | НАМИ-ПО ПОООО:л/3/1ОО:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 396 Зав. №384 Зав. №391 | EA05RAL-P4B-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. №01106053 | ||
4 | ВЛ-110 кВ Л-124 "Ищерская-Затеречная" | ТБМО-ПО 600/5 Кл. т. 0,5S Зав №214 Зав. № 290 Зав. № 235 | НАМИ-ПО 110000:л/3/100:л/з Кл. т. 0,2 Зав. № 396 Зав. №384 Зав. №391 | EA05RAL-P4B-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. №01106045 | ||
5 | ВЛ-110 кВ Л-121 "Слепцовская- Ищерская" | ТБМО-ПО 600/5 Кл.т. 0,5S Зав № 363 Зав. № 364 Зав. № 367 | НАМИ-110 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 396 Зав. № 384 Зав. №391 | EA05RAL-P4B-4 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01106048 | ||
6 | ОМВ-ИОкВ ПС "Ищерская" | ТФЗМ-ПО 600/5 Кл. т. 0,5 Зав № 48447 Зав. № 47749 Зав. № 48275 | НАМИ-ПО 110000:^3/1 00:а/3 Кл. т. 0,2 Зав. № 396 Зав. № 384 Зав. №391 | EA05RAL-P4B-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. №01106078 | ||
7 | ВЛ-35 кВ Л-583 "Ищерская-Г алюгаевская" | ТФНД-35М 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. №2456 Зав. №2457 | 3HOM-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 1263643 Зав. № 1219602 Зав. № 1201876 | EA05RL-B-4 Кл. т. 0,58/1,0 Зав. №01106108 | ||
8 | ВЛ-110 кВ Л-128 "Ярыксу-Ойсунгур" | ТБМО-ПО 600/5 Кл. т. 0,5S Зав № 1616 Зав. № 1622 Зав. № 1629 | НАМИ-ПО 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. №331 Зав. № 339 Зав. № 393 | EA05RAL-P4B-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. №01106066 | RTU-325 №000915 | |
9 | ВЛ-110 кВ Л-149 " Акташ-Г удермес-Тяговая" | ТБМО-ПО 600/5 Кл. т. 0,5S Зав № 360 Зав. № 369 Зав. № 365 | НАМИ-ПО 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 409 Зав. №310 Зав. №335 | EA05RAL-P4B-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. №01106077 | RTU-325 №000916 |
№ | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | |||
ТТ | TH | Счетчик | УСПД | |||
10 | ВЛ-110 кВ Л-148 "Кизляр-1-Каргалиновская" | ТБМО-ПО 200/1 Кл. т. 0,2s Зав №331 Зав. № 339 Зав. № 220 | НАМИ-110 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 394 Зав. №385 Зав. № 390 | EA05RAL-P4B-4 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01106058 | RTU-325 №000911 | Активная реактивная |
11 | ВЛ-35 кВ Л-55а "Кизляр-1-Бороздиновская" | ТФЗМ-35Б 150/5 Кл. т. 0,5s Зав. №27924 Зав. №27928 Зав. №27927 | НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 16 | EA05RL-B-4 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01106117 | RTU-325 №000909 | |
12 | ВЛ-110 кВ Л-102 "Плиево-Самашки" | ТБМО-ПО 600/5 Кл. т. 0,5S Зав № 325 Зав. №317 Зав. № 338 | НАМИ-110 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 416 Зав. №418 Зав. № 419 | EA05RAL-P4B-4 Кл. т. 0,58/1,0 Зав. №01106072 | RTU-325 №000910 | |
13 | ВЛ-110 кВ Л-110 "Грозный-ГРП" | вст 1000/5 Кл. т. 0,2S 3aB.№7801A-DT12 Зав.№ 7801A-DT12 Зав.№ 7801A-DT12 | НАМИ-110 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 821 Зав. № 726 Зав. № 826 | EA05RAL-P4B-4 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01126259 | RTU-325 №001382 | |
14 | ВЛ-110 кВ Л-111 "Грозный-Восточная" | ВСТ 1000/5 Кл. т. 0,2S Зав.№ 7807A-DT12 Зав.№ 7807A-DT12 Зав.№ 7807A-DT12 | НАМИ-110 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 801 Зав. № 820 Зав. № 824 | EA05RAL-P4B-4 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01126256 | ||
15 | ВЛ-110 кВ Л-114 "Г розный-Южная" | ВСТ 1000/5 Кл. т. 0,2S Зав.№ 7809C-DT12 Зав.№ 7809C-DT12 Зав.№ 7809C-DT12 | НАМИ-110 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 801 Зав. № 820 Зав. № 824 | EA05RAL-P4B-4 Кл. т. 0,58/1,0 Зав. №01126258 | ||
16 | ВЛ-110 кВ Л-125 "Г розный-Аргунская ТЭЦ-4" | ВСТ 1000/5 Кл. т. 0,2S Зав.№7801А-ОТ12 Зав.№ 7801A-DT12 Зав.№ 7801A-DT12 | НАМИ-110 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 801 Зав. № 820 Зав. № 824 | EA05RAL-P4B-4 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01126260 | ||
17 | ВЛ-110 кВ Л-136 "Грозный-ГРП" | ВСТ 1000/5 Кл. т. 0,2S Зав.№ 7809B-DT12 Зав.№ 7809B-DT12 Зав.№ 7809B-DT12 | НАМИ-110 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 801 Зав. № 820 Зав. № 824 | EA05RAL-P4B-4 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01126257 | ||
18 | ВЛ-110 кВ Л-141 "Г розный-Г удермес-Тяговая" | ВСТ 1000/5 Кл. т. 0,2S Зав.№ 7808A-DT12 Зав.№ 7808A-DT12 Зав.№ 7808A-DT12 | НАМИ-110 110000:^/3/100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 821 Зав. № 726 Зав. № 826 | EA05RAL-P4B-4 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01126253 | ||
19 | ВЛ-110 кВ Л-142 "Грозный-Г удермес-Т яговая | ВСТ 1000/5 Кл. т. 0,2S Зав.№7801А-ОТ12 Зав.№ 7801A-DT12 Зав.№ 7801A-DT12 | НАМИ-110 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 801 Зав. № 820 Зав. № 824 | EA05RAL-P4B-4 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01126254 |
№ | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | |||
ТТ | TH | Счетчик | УСПД | |||
20 | ВЛ-6 кВ "Грозный-Бердыкель" ячейка фидера 6 кВ | ТЛК-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 12477 Зав.№12129 Зав.№12254 | НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 1101 | EA05RL-P4B-4 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01125092 | Активная реактивная |
Примечание:
1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983; счётчики активной и реактивной электроэнергии типа ЕвроАльфа по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии и по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии.
2. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1 (см. изменение к МИ 2999-2006 Приложение Б).
Надежность применяемых в системе компонентов:
-ИИК:
- электросчётчика (параметры надежности для ЕА05:Т = 50000 час, tB = 2 часа);
- ИВКЭ:
- УСПД (параметры надежности То = 100000 час tB = 24 часа);
- ИВК (ИВК УЭС):
- сервер (параметры надежности Кг = 0,99 tB = 1 час);
- резервный сервер (параметры надежности Кг = 0,99 tB = 1 час).
Надежность системных решений:
- резервирование питания:
- УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование информации:
- наличие резервных баз данных;
- диагностика:
- в журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в УСПД;
- мониторинг состояния АИИС КУЭ:
- удаленный доступ:
- возможность съема информации со счетчика автономным способом;
- визуальный контроль информации на счетчике.
Организационные решения:
- наличие эксплуатационной документации.
Защищённость применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- ИИК:
- электросчётчика;
- вторичных цепей:
- промклеммников;
- ИВКЭ:
УСПД;
- ИВК (ИВК УЭС):
- сервера;
- наличие защиты на программном уровне:
- информации;
- использование электронной цифровой подписи при передаче результатов измерений;
- при параметрировании:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервера;
- установка пароля на конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ.
Возможность проведения измерений следующих величин:
- приращение активной электроэнергии (функция автоматическая);
- приращение реактивной электроэнергии (функция автоматическая);
- время и интервалы времени (функция автоматическая).
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматическая);
- УСПД (функция автоматическая);
- ИВК (ИВК УЭС) (функция автоматическая).
Возможность сбора информации:
- результатов измерения (функция автоматическая);
- состояния средств измерения (функция автоматическая).
Цикличность:
- измерений:
- 30 минутные приращения (функция автоматизирована);
- сбора:
- 1 раз в сутки (функция автоматизирована);
- 1 раз в месяц (функция автоматизирована).
Возможность предоставления информации в заинтересованные организации:
- о результатах измерения (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации (профиля):
- электросчетчики типа ЕвроАльфа имеют энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 50 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматическая);
- УСПД - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 3 месяца, сохранение информации при отключении питания - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована);
- ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматическая).
Приписанные значения характеристик погрешности измерений ИК в рабочих условиях применения СИ и при предельных отклонениях влияющих факторов
Таблица 2
Пределы погрешности измерений по активной электроэнергии
Xs каналов | Кл тт | Кл TH | Кл счетчика | Знач. coscp | $2 %P> [ %] для диапазона Wpi %<Wp„1M< Wps % | $5%P, [ %] для диапазона Wps WpHlM<Wp20 % | 820 %р» [ %1 для диапазона Wp20 %^Wp„3M< WpiOft % | 6100 %Pi [ %1 для диапазона Wpioo %<WpHJM< Wpi20 % |
1-5 8-9 12 | 0,5S | 0,2 | 0,5S | 1,0 | ±2,37 | ±1,63 | ±1,51 | ±1,51 |
0,87 | ±2,90 | ±1,91 | ±1,66 | ±1,66 | ||||
0,8 | ±3,24 | ±2,09 | ±1,78 | ±1,78 | ||||
0,6 | ±4,57 | ±2,76 | ±2,15 | ±2,15 | ||||
0,5 | ±5,59 | ±3,26 | ±2,46 | ±2,46 | ||||
6 | 0,5 | 0,2 | 0,5S | 1,0 | He нормируется | ±2,17 | ±1,63 | ±1,51 |
0,87 | He нормируется | ±2,77 | ±1,87 | ±1,66 | ||||
0,8 | He нормируется | ±3,14 | ±2,05 | ±1,76 | ||||
0,6 | He нормируется | ±4,54 | ±2,65 | ±2,15 | ||||
0,5 | He нормируется | ±5,59 | ±3,14 | ±2,46 | ||||
7 21 | 0,5 | 0,5 | 0,5S | 1,0 | He нормируется | ±2,23 | ±1,71 | ±1,59 |
0,87 | He нормируется | ±2,83 | ±1,96 | ±1,76 | ||||
0,8 | He нормируется | ±3,21 | ±2,15 | ±1,88 | ||||
0,6 | He нормируется | ±4,63 | ±2,80 | ±2,33 | ||||
0,5 | He нормируется | ±5,69 | ±3,32 | ±2,69 | ||||
10 13-19 | 0,2S | 0,2 | 0,5S | 1,0 | ±1,89 | ±1,46 | ±1,42 | ±1,42 |
0,87 | ±2,00 | ±1,59 | ±1,50 | ±1,50 | ||||
0,8 | ±2,08 | ±1,67 | ±1,57 | ±1,57 | ||||
0,6 | ±2,41 | ±1,96 | ±1,71 | ±1,71 | ||||
0,5 | ±2,68 | ±2,15 | ±1,83 | ±1,83 | ||||
И | 0,5S | 0,5 | 0,5S | 1,0 | ±2,42 | ±1,71 | ±1,59 | ±1,59 |
0,87 | ±2,96 | ±2,00 | ±1,76 | ±1,76 | ||||
0,8 | ±3,30 | ±2,19 | ±1,90 | ±1,90 | ||||
0,6 | ±4,66 | ±2,90 | ±2,33 | ±2,33 | ||||
0,5 | ±5,69 | ±3,44 | ±2,69 | ±2,69 |
Пределы погрешности измерений по реактивной электроэнергии
№ каналов | Кл тт | Кл TH | Кл счетчика | Знач. sincp | 62%Q, [ %] для диапазона Wq2 %<WQmM< Wqs % | 65%Q, [ %] для диапазона Wqs ■>/.<Wq„jm< Wq20% | 52«%q, [ %| для диапазона Wq20 %<WQ|„M< Wqioo % | $10() '/.Q, [ %] для диапазона Wqioo %^WqHjm< Wqi2o % |
1-5 8-9 12 | 0,5S | 0,2 | 1,0 | 1,0 | ±3,80 | ±3,29 | ±3,24 | ±3,24 |
0,87 | ±4,17 | ±3,49 | ±3,33 | ±3,33 | ||||
0,8 | ±4,42 | ±3,61 | ±3,39 | ±3,39 | ||||
0,6 | ±5,50 | ±4,10 | ±3,64 | ±3,64 | ||||
0,5 | ±6,38 | ±4,49 | ±3,85 | ±3,85 | ||||
6 | 0,5 | 0,2 | 1,0 | 1,0 | Не нормируется | ±3,59 | ±3,29 | ±3,24 |
0,87 | Не нормируется | ±4,02 | ±3,44 | ±3,33 | ||||
0,8 | Не нормируется | ±4,31 | ±3,54 | ±3,39 | ||||
0,6 | Не нормируется | ±5,47 | ±3,96 | ±3,64 | ||||
0,5 | Не нормируется | ±6,38 | ±4,31 | ±3,85 | ||||
7 21 | 0,5 | 0,5 | 1,0 | 1,0 | Не нормируется | ±3,63 | ±3,33 | ±3,28 |
0,87 | Не нормируется | ±4,07 | ±3,49 | ±3,38 | ||||
0,8 | Не нормируется | ±4,36 | ±3,60 | ±3,45 | ||||
0,6 | Не нормируется | ±5,54 | ±4,06 | ±3,75 | ||||
0,5 | Не нормируется | ±6,47 | ±4,45 | ±4,00 | ||||
10 13-19 | 0,2S | 0,2 | 1,0 | 1,0 | ±3,52 | ±3,21 | ±3,20 | ±3,20 |
0,87 | ±3,60 | ±3,32 | ±3,25 | ±3,25 | ||||
0,8 | ±3,66 | ±3,39 | ±3,28 | ±3,28 | ||||
0,6 | ±3,89 | ±3,61 | ±3,40 | ±3,40 | ||||
0,5 | ±4,08 | ±3,75 | ±3,48 | ±3,48 | ||||
И | 0,5S | 0,5 | 1,0 | 1,0 | ±3,83 | ±3,33 | ±3,28 | ±3,28 |
0,87 | ±4,21 | ±3,54 | ±3,38 | ±3,38 | ||||
0,8 | ±4,47 | ±3,67 | ±3,45 | ±3,45 | ||||
0,6 | ±5,57 | ±4,20 | ±3,75 | ±3,75 | ||||
0,5 | ±6,47 | ±4,61 | ±4,00 | ±4,00 |
В таблице 2 приняты следующие обозначения:
Wp 2 % (Wq 2 %) - значение электроэнергии при 2%-ной нагрузке (минимальная нагрузка);
Wp 5 % (Wq 5 %) - значение электроэнергии при 5%-ной нагрузке;
Wp2o% (Wq2o%) - значение электроэнергии при 20%-ной нагрузке;
Wp юо % (Wq юо %) - значение электроэнергии при 100%-ной нагрузке (номинальная нагрузка);
Wp 120 % (Wq 120 %) - значение электроэнергии при 120%-ной нагрузке (максимальная нагрузка).
Примечание:
1. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 4-1,02) UH0M; ток (1 4- 1,2) 1ном, частота (95 4- 105)fHoM; cos<p = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °C.
2. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 4- 1,1) ином; ток (0,054- 1,2) 1ном;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70°С, для счетчиков типа ЕвроАльфа от минус 40 до +70°С, для сервера от + 10 до +40 °C; для УСПД от 0 до +75°С;
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нурэнерго».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определена в проектной документацией на систему и приведена в таблице 3.
Таблица 3
№ | Наименование | Номер в Госреестре средств измерений | Примечание |
Основные технические компоненты | |||
1 | Технические средства учета электрической энергии и мощности | ||
1.1 | Измерительный трансформатор напряжения НАМИ-110 | Г.р. №24218-03 | Класс точности 0,2 (21 шт.) |
1.2 | Измерительный трансформатор напряжения НАМИ-35 | Г.р. №19813-00 | Класс точности 0,5 (1 шт.) |
1.3 | Измерительный трансформатор напряжения 3HOM-35 | Г.р. №912-70 | Класс точности 0,5 (1 шт.) |
1.4 | Измерительный трансформатор напряжения Н АМИТ -10 | Г.р. №16687-02 | Класс точности 0,5 (1 шт.) |
1.5 | Измерительные трансформаторы токаТБМО-ПО | Г.р. № 23256-02 | Классы точности 0,5S (24 шт.) |
1.6 | Измерительные трансформаторы тока ТБМО-110 | Г.р. № 23256-02 | Классы точности 0,2S (3 шт.) |
1.7 | Измерительные трансформаторы тока ТФНД-35М | Г.р. № 3689-73 | Классы точности 0,5 (2 шт.) |
1.8 | Измерительные трансформаторы тока ТФЗМ-35Б | Г.р. № 3689-73 | Классы точности 0,5 (3 шт.) |
1.9 | Измерительные трансформаторы тока ВСТ | Г.р. № 28930-05 | Классы точности 0,2S (21 шт.) |
1.10 | Измерительные трансформаторы тока ТЛК-10 | Г.р. №9143-01 | Классы точности 0,5 (3 шт.) |
1.11 | Счетчики EA05RL-B-4 для учёта активной и реактивной энергии | Г.р. № 16666-97 | Класс точности 0,5 S по ГОСТ 30206-94 и 1,0 по ГОСТ 26035-83 (2 шт.) |
1.12 | Счетчики EA05RAL-B-4 для учёта активной и реактивной энергии | Г.р. № 16666-97 | Класс точности 0,5S по ГОСТ 30206-94 и 1,0 по ГОСТ 26035-83 (10 шт.) |
№ | Наименование | Номер в Госреестре средств измерений | Примечание | |
1.13 | Счетчики EA05RAL-P4B-4 для учёта активной и реактивной энергии | Г.р. № 16666-97 | Класс точности 0,5 S по ГОСТ 30206-94 и 1,0 по ГОСТ 26035-83 (7 шт.) | |
1.14 | Счетчики EA05RL-P4B-4 для учёта активной и реактивной энергии | Г.р. № 16666-97 | Класс точности 0,5S по ГОСТ 30206-94 и 1,0 по ГОСТ 26035-83 (1 шт.) | |
1.15 | Устройство сбора и передачи данных «RTU325» | Г.р. № 19495-03 | Обеспечивает сбор измерительной информации от счетчиков (7 шт.) | |
1.16 | Устройство синхронизации системного времени УССВ-35НУ8 | — | Синхронизация текущих значений времени по сигналам GP S -приемника | |
2 | Средства вычислительной техники и связи | |||
2.1 | GSM-модем «Siemens MC-35i Terminal» | — | 10 шт. | |
2.3 | Источник бесперебойного питания Inelt ИБП Monolith 2000RM | — | 1 шт. | |
2.4 | Источник бесперебойного питания Inelt ИБП Monolith 1000RM | — | 9 шт. | |
2.5 | Сервер Compag ProLiant ML370R G3 | — | 3 шт. | |
2.6 | Сервер Compag ProLiant ML570R G2 | — | 1 шт. | |
2.6 | Терминал ВЧ-связи ETL-500 | — | 9 шт. | |
2.7 | РРЛ-станция 2,4 ГГц BreezeLINK, BreezeACCESS XL | — | 2 шт. | |
Программные компоненты | ||||
3 | Программное обеспечение, установленное на компьютере типа IBM PC | --------—-------- | ПО Microsoft Offisse 2003 ПО Microsoft Windows 2003 Server Russian ПО «Альфа ЦЕНТР»: AC SE 5; AC M; ACJ/E; AC_N;AC_T ПО AlphaPlus-E, ПО УСПД RTU-325 ПО УССВ |
№ | Наименование | Номер в Госреестре средств измерений | Примечание |
Эксплуатационная документация | |||
4.1 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Нурэнерго». Руководство пользователя ИДНТ.425210.012-ТРП-ОР.ИЗ | 1 экз. | |
4.2 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Нурэнерго».Паспорт ИДНТ.425210.012-ТРП-ОР.ПС | 1 экз. | |
4.3 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Нурэнерго». Формуляр ИДНТ.4252Ю.012-ТРП-ОР.ФО | 1 экз. | |
4.4 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Нурэнерго». Инструкция по формированию и ведению базы данных ИДНТ.425210.012-ТРП-ОР.И4 | 1 экз. | |
4.5 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Нурэнерго». Инструкция по эксплуатации комплекса технических средств. ИДНТ.425210.012-ТРП-ОР.ИЭ | 1 экз. | |
4.6 | Методика поверки измерительных каналов системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нурэнерго» ИДНТ.425210.012-МП РКПН.425210.012.МП | 1 экз. | |
4.7 | Техническая документация на комплектующие изделия | — | 1 комплект |
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «Методика поверки измерительных каналов системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии (АПИС КУЭ) ОАО «Нурэнерго», согласованной с ФГУ «Чеченский ЦСМ» в декабре 2008 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии в соответствии с методикой поверки на счетчики электрической энергии многофункциональные типа ЕвроАльфа;
- средства поверки в соответствии с методикой поверки «Комплекс аппаратнопрограммных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300»;
- средства измерений в соответствии с утвержденным документом Методика выполнения измерений электроэнергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы (АПИС КУЭ) ОАО «Нурэнерго»;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь АЕ-1 для работы со счетчиками типа ЕвроАльфа.
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия»1.
ГОСТ 30206-94 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (класс точности 0,2 S и 0,5 S)»2.
ГОСТ 34.601-90»Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСП. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
МИ 2999-2006 «ГСП. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».
Техническая документация на систему автоматизированную информационно-измерительную для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нурэнерго».
Заключение
Тип система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нурэнерго» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.