Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии Филиала ПАО "Компания "Сухой" "КнААЗ им. Ю.А.Гагарина"
- Филиал ПАО "Компания "Сухой" "КнААЗ им.Ю.А.Гагарина", г.Комсомольск-на-Амуре
-
Скачать
64519-16: Методика поверки МП 4222-002-7740000090-2016Скачать1.0 Мб
64519-16: Описание типа СИСкачать135.0 Кб
- 21.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии Филиала ПАО "Компания "Сухой" "КнААЗ им. Ю.А.Гагарина"
| Основные | |
| Тип | |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии Филиала ПАО «Компания «Сухой» «КнААЗ им. Ю.А.Гагарина» (далее АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения информации, формирования отчётных документов и передачи данных в утвержденных форматах в ОАО «АТС».
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии;
-периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
-хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
-передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
-предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);
-обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
-диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
-конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 19832001, счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М (модификация СЭТ-4ТМ.03М.09 (ГР №36697-12), счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные А1805 (модификация А1805-КЬ-Р40В-Б'^4 (ГР №31857-06 ) класса точности (КТ) 1,0/2,0 по ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии и счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-3ТМ.05М (ГР №36354-07) класса точности (КТ) 1,0/2,0 по ГОСТ 31819.21-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии, указанных в таблице 2 (54 точки измерения). В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S для ГОСТ 31819.22-2012
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплексы электроустановок (ИВКЭ) включают в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (модификация ЭКОМ-3000 Т-С25-М3-В4-0 (ГР №17049-14) со встроенным со встроенным модулем синхронизации времени ОРБ-приемником, каналообразующую аппаратуру, программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера» 6.4.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер базы данных (далее- сервер БД) типа IBM x3550 M3, локально-вычислительную сеть, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство бесперебойного питания сервера (UPS).
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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где производится сбор, обработка измерительной информации (перевод в именованные величины с учётом постоянной счётчика, умножение на коэффициенты трансформации тока и напряжения) и передача данных на сервер , где осуществляется хранение результатов измерений, оформление отчётных документов, а также передача информации всем заинтересованным субъектам в рамках согласованного регламента. При отказе основного канала сервер переключается на резервный, организованный по технологии CSD стандарта GSM.
Сформированные XML-отчеты передаются заинтересованным организациям и участникам Оптового рынка электроэнергии (мощности) по выделенному каналу доступа в сеть Интернет.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее-СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе GPS-приемника принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) установленного на уровне ИВКЭ и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/ GPS-приёмника.. В УСПД заложена программа, корректирующая полученное время согласно часовому поясу. Сравнение времени GPS c временем УСПД происходит ежесекундно. При разнице во времени GPS c временем УСПД на ±1 с происходит коррекция времени УСПД. При каждом сеансе связи происходит сравнение времени УСПД с временем счетчиков. Корректировка времени счетчиков происходит при расхождении часов счетчика с часами УСПД на ±1 с. При каждом сеансе связи происходит сравнение времени сервера с временем УСПД, корректировка времени в сервере происходит при расхождении часов сервера с часами УСПД на ±1 с. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с в сутки. Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ на уровне ИВКЭ установлено программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера» 6.4
Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения ПК «Энергосфера» 6.4 приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения ПК «Энергосфера» 6.4
| Идентификационные данные (признаки) | Значения |
| Наименование ПО | ПК «ЭНЕРГОСФЕРА» |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «Сервер опроса» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4.98.4661 |
| Цифровой идентификатор ПО | 6C38CCDD09CA8F92D6F96AC33D157A0E |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | md5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р.50.2.077-2014 - «высокий».
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Технические характеристики
Перечень компонентов АИИС КУЭ с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИК, представлен в таблице 2.
Таблица 2 -Перечень компонентов АИИС КУЭ
| ИКр е о Н | Наименования присоединений | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | |||
| ТТ | ТН | Счетчик | Д П О У | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 8 |
| 1 | ПС "ГТП-Т 110/35/6 кВ ЛЭП-110 кВ С-97 ОАО ДРСК» | ТВ-110-IX УХЛ1 ф.А №333 ф.В №329 ф.С №290 600/5, КТ 0,5S | НКФ-110-57У1 ф.А №1500418 ф.В№1500419 ф.С№ 1500420 110000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0810111144 | ЭКОМ-3000 Т-С25-М3-В4^ №08156102 со встроенным GРS -приемником | Активная Реактивная |
| 2 | ГТП-Т 110/35/6 кВ ЛЭП-110 кВ С-98 ОАО «ДРСК» | ТВ-110-IX УХЛ 1 ф. А №287 ф.В №331 ф.С №202 600/5, КТ 0,5S | НКФ-110-57У1 ф.А№1500435 ф.В№1500438 ф.С№1500421 110000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0810110080 | ЭКОМ-3000 Т-С25-М3-В4-G №08156102 со встроенным GРS -приемником | Активная Реактивная |
| 3 | ГТП-Т 110/35/6 кВ ЛЭП-110 кВ С-85 ОАО «ДРСК» | ТВ-110-IX УХЛ1 ф.А №334 ф.В №327 ф.С №330 600/5, КТ 0,5S | НКФ-110-57У1 ф.А№1500435 ф.В№1500438 ф.С№1500421 110000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0810111595 | ||
| 4 | ГТП-Т 110/35/6 кВ ЛЭП-110 кВ С-86 ОАО «ДРСК» | ТВ-110-IX УХЛ1 ф.А№288 ф.В №328 ф.С №289 600/5, КТ 0,5S | НКФ-110-57У1 ф.А№1500418 ф.В№1500419 ф.С№ 1500420 110000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0810111583 | ||
| 5 | ГТП-Т 110/35/6 кВ ОВ-110 кВ | ТВ-110-IX ф.А №207 ф.В №332 ф.С №326 600/5, КТ 0,5S | НКФ-110-57У1 ф.А №1500435 ф.В№1500438 ф.С№1500421 110000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0810111637 | ||
| 6 | ГТП-Т 110/35/6 кВ ЛЭП-35 кВТ-169 КНПЗ | ТВ-35-IX-УХЛ1 ф.А №284 ф.С №285 750/5, КТ 0,5S | ЗНОЛ-35Ш У ХП1 ф.А №8642 ф.В №8611 ф.С №8474 35000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0810111567 | ||
| 7 | ГТП-Т 110/35/6 кВ КЛ-6 кВ ф.4 | ТПОЛ-10 ф.А №45886 ф.С №70831 600/5, КТ 0,5 | НАМИ-10 У2 №66010 6000/100 КТ 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0810111623 | ||
| 8 | ГТП-Т 110/35/6 кВ КЛ-6 кВ ф.5 | ТПОЛ-10 ф.А №7056 ф.С №71988 600/5, КТ 0,5 | НАМИ-10 У2 №66013 6000/100 КТ 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0810111096 | ||
| 9 | ГТП-Т 110/35/6 кВ КЛ-6 кВ ф.29 | ТОЛ-10 ф.А №9437 ф.С №9433 400/5, КТ 0,5 | НАМИ-10 У2 зав.№66023 6000/100 КТ 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0810110936 | ||
| 10 | ГТП-Т 110/35/6 кВ КЛ-6 кВ ф.34 | ТОЛ-10 ф.А №9437 ф.С №9433 200/5, КТ 0,5 | НАМИТ-10 УХЛ2 №328 6000/100 КТ 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0811091633 | ЭКОМ-3000 Т-С25-М3-В4-0 №08156102 со встроенным GРS -приемником | Активная Реактивная |
| 11 | ГТП-Т 110/35/6 кВ КЛ-6 кВ ф.35 | ф.А ТОЛ-10 ф.А №6124 ф.С №8997 200/5, КТ 0,5 | НАМИ-10 У 2 №66023 6000/100 КТ 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0810110935 | ||
| 12 | ГТП-Т 110/35/6 кВ КЛ-6 кВ ф.36 | ТВЛМ-10 ф.А №1291 ф.С №1301 400/5, КТ 0,5 | НАМИТ-10 УХЛ2 №328 6000/100 КТ 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0811091633 | ||
| 13 | ГТП-Т 110/35/6 кВ КЛ-6 кВ ф.37 | ТОЛ-10 ф.А №6086 ф.С №9082 200/5, КТ 0,5 | НАМИ-10 У 2 №66023 6000/100 КТ 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0810110108 | ||
| 14 | ГТП-Т 110/35/6 кВ КЛ-6 кВ ф.50 | ТОЛ-10 ф.А№9440 ф.С №9467 400/5, КТ 0,5 | НАМИ-10 У 2 Зав.№66019 6000/100 КТ 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0810111257 | ||
| 15 | ГТП-Т 110/35/6 кВ КЛ-6 кВ ф.57 | ТОЛ-10 ф.А №9244 ф.С №9436 400/5, КТ 0,5 | НАМИ-10 У 2 Зав.№66015 6000/100 КТ 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0810110870 | ||
| 16 | ГТП-Т 110/35/6 кВ КЛ-6 кВ ф.60 | ТОЛ-10 ф.А №8733 ф.С №9435 400/5 КТ 0,5 | НАМИ-10 У 2 №66019 6000/100 КТ 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0810111648 | ||
| 17 | ГТП-Ц 35/6 кВ ЛЭП-35 кВ Т-162 ОАО «ДРСК» | ТВ-35-К-УХЛ1 ф.А №282 ф.С №283 600/5, КТ 0,5S | ЗНОЛ-35Ш УХП 1 ф.А №8438 ф.В №8574 ф.С №8521 35000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0810111626 | ||
| 18 | ГТП-Ц 35/6 кВ ЛЭП-35 кВ Т-168 ОАО «ДРСК» | ТВ-35-IX УХЛ 1 ф.А №280 ф.С №281 400/5, КТ 0,5S | ЗНОЛ-35Ш УХП 1 ф.А №8349 ф.В №88832 ф.С №8564 35000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 081011499 | ||
| 19 | ГТП-Ц 35/6 кВ КЛ-6 кВ ф.2 | ТОЛ-10 ф.А №9083 ф.С №6417 200/5, КТ 0,5 | НАМИ-10 У 2 №65173 6000/100 КТ 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0805112944 | ЭКОМ-3000 Т-С25-М3-В4^ №08156102 со встроенным GРS -приемником | Активная Реактивная |
| 20 | ГТП-Ц 35/6 кВ КЛ-6 кВ ф.5 | ТОЛ-10 ф.А №70565 ф.С №45787 600/5, КТ 0,5 | НАМИ-10 У 2 №65173 6000/100 КТ 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0808113290 | ||
| 21 | ГТП-Ц 35/6 кВ КЛ-6 кВ ф.11 | ТОЛ-10 ф.А №9466 ф.С №8256 400/5, КТ 0,5 | НАМИ-10 У 2 №65173 6000/100 КТ 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0, № 0805110659 | ||
| 22 | ГТП-Ц 35/6 кВ КЛ-6 кВ ф.15 | ТОЛ-10 ф.А №8602 ф.С №8615 300/5, КТ 0,5 | НАМИ-10 У 2 №65175 6000/100 КТ 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0810111208 | ||
| 23 | ГТП-Ц 35/6 кВ КЛ-6 кВ ф.21 | ТОЛ-10 ф.А №9464 ф.С №9441 400/5, КТ 0,5 | НАМИ-10 У 2 №65175 6000/100 КТ 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0810110971 | ||
| 24 | ГТП-Ц 35/6 кВ КЛ-6 кВ ф.23 | ТОЛ-10 ф.А №9284 ф.С №9442 400/5,КТ 0,5 | НАМИ-10 У 2 №65175 6000/100 КТ 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0810111138 | ||
| 25 | РП-65 6 кВ яч.5 НИП и места стоянок | ТОЛ-СЭЩ 10-21 ф.А № 42918-08 ф.С № 02622-09 150/5 , КТ 0,5 | ЗНОЛ 06-6У3 ф.А №20663 ф.В №10658 ф.С №10660 6000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0809111501 | ||
| 26 | РП-65 6 кВ яч.15 НИП и места стоянок | ТОЛ-10 ф.А№ 05571-08 ф.С №02568-09 150/5, КТ 0,5 | ЗНОЛ-06-6У3 ф.А №16280 ф.В №16287 ф.С №15960 6000/100, КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0810111229 | ||
| 27 | РП-65 6 кВ яч.8 ввод Т-1 ЗАО ТСС" корпус 117 | ТОЛ-10 ф.А №25716 ф.С №25888 150/5, КТ 0,5 | ЗНОЛ 06-6У3 ф.А №20663 ф.В №10658 ф.С №10660 6000/100, КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0810110993 | ||
| 28 | РП-65 6 кВ яч.13 ввод Т-2 ЗАО "ГСС" корпус 117 | ТОЛ-10 ф.А №24427 ф.С №9415 150/5, КТ 0,5 | ЗНОЛ 06-6У3 ф.А №16280 ф.В №16287 ф.С №15960 6000/100, КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0810111215 | ЭКОМ-3000 Т-С25-М3-В4^ №08156102 со встроенным GРS -приемником | Активная Реактивная |
| 29 | РП-65 6 кВ яч.7 «Малярное отделение» Ввод 1 | ТОЛ-10-[-3У2 ф.А №15777 ф.С №15677 150/5, КТ 0,5S | ЗНОЛ 06-6У3 ф.А №20663 ф.В №10658 ф.С №10660 6000/100, КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0809141598 | ||
| 30 | РП-65 6 кВ яч.14 «Малярное отделение» Ввод 2 | ТОЛ-10-[-3У2 ф.А №15678 ф.С №15679 150/5, КТ 0,5S | ЗНОЛ 06-6У3 ф.А №16280 ф.В №16287 ф.С №15960 6000/100, КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 № 0809141811 | ||
| 31 | ОАО «Техноком плекс» Ввод №1 | ТШП-0,66 ф.А №1017429 ф.В №1017432 ф.С №1014353 1200/5, КТ 0,5 | - | А1805ЯЬ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 № 01222919 | ||
| 32 | ОАО «Техноком плекс» Ввод №2 | ТШП-0,66 ф.А №1017210 ф.В №1016621 ф.С №1017431 1200/5, КТ 0,5 | - | А1805ЯЬ- P4GB-DW-4 КТ 0,5S/1,0 №01222920 | ||
| 33 | ЩУ-0,4 кВ ПК Уральский -17 | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М КТ 1,0/2,0 № 0704111594 | ||
| 34 | ЩУ-0,4 кВ а/к Гагаринский | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М КТ 1,0/2,0 № 0704111624 | ||
| 35 | ЩУ-0,4 кВ а/к АЗИГ блок 1 | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М КТ 1,0/2,0 № 0704110863 | ||
| 36 | ЩУ-0,4 кВ а/к АЗИГ блок 2 | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М КТ 1,0/2,0 № 0704110821 | ||
| 37 | ЩУ-0,4 кВ а/к АЗИГ блок 3 | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М КТ 1,0/2,0 № 0704110839 | ||
| 38 | КТПН-69 6/0,4 кВ РУ-0,4 ф.4 база Авиатор | Т-0,66 МУ3 ф.А №307607 ф.В №307608 ф.С №307495 400/5, КТ 0,5 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 № 0808110477 | ||
| 39 | ЩУ-0,4 кВ в/ч77984 Позиция | Т-0,66У3 ф.А №74805 ф.В №74795 ф.С 75088 150/5, КТ 0,5 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 № 0807114604 | ЭКОМ-3000 Т-С25-М3-В4-G №08156102 со встроенным GРS -приемником | |
| 40 | ЩУ-0,4 кВ в/ч 77984 2АЭ | Т-0,66 У3 ф.А №75079 ф.В №75090 ф.С №68370 150/5, КТ 0,5 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 № 0808110206 | ||
| 41 | ТПН-30 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ СКЗ-1 газопровода) | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М КТ 1,0/2,0 № 0704111631 | Активная Реактивная | |
| 42 | ЩУ-0,4 кВ а/к Азон | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М КТ 1,0/2,0 № 0704111622 | ||
| 43 | КТП-74 6/0,4 кВ РУ-0,4 КПП песчаного карьера | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М КТ 1,0/2,0 № 0708090057 | ||
| 44 | КДП цеха 21 (2-й этаж) | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М КТ 1,0/2,0 № 0704111640 | ||
| 45 | КДП цеха 21 (3-й этаж) | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М КТ 1,0/2,0 № 0704111545 | ||
| 46 | КДП цеха 21 (подвал) | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М КТ 1,0/2,0 № 0704114168 | ЭКОМ-3000 Т-С25-М3-В4-О №08156102 со встроенным GРS -приемником | |
| 47 | РСП | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М КТ 1,0/2,0 № 0704111576 | Активная Реактивная | |
| 48 | ШУ-0,4 кВ в/ч 77984 Агрегатка | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М КТ 1,0/2,0 № 0704110882 | ||
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электроэнергии в нормальных условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ЦНОМ, ток (1-1,2) ГНОМ, cosj = 0,9 инд.; температура окружающей среды (20±5) °С) и рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1) Ином; сила тока (0,01-1,2) Гном для ИК №1-6, 17, 18, 29, 30, сила тока (0,05-1,2) Гном, для ИК №7-16, 19-28, 31-48; 0,5 инд <cos ф< 0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 70°С, для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.09, M805RL-P4GB-DW-4, ПСЧ-3ТМ.05М от минус 40 до плюс 60°С; для УСПД ЭКОМ-3000 от 0 до 50°С, для сервера от 10 до 35°С) приведены в таблицах 3,4.
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации
| Номер измерительного канала | Значение cosj | Предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации, (%) | |||||||
| 2< Граб <5 | 5< Граб <20 | 20< Граб <100 | 100< Граб<120 | ||||||
| А | Р | А | Р | А | Р | А | Р | ||
| 1-6, 17, 18, 29, | 0,5 | ±5,4 | ±2,6 | ±3,0 | ±1,6 | ±2,2 | ±1,3 | ±2,2 | ±1,3 |
| 30 | 0,8 | ±2,9 | ±4,5 | ±1,6 | ±2,6 | ±1,3 | ±2,0 | ±1,3 | ±2,0 |
| 1 | ±1,8 | Не норм | ±1,1 | Не норм | ±0,9 | Не норм | ±1,0 | Не норм | |
| 7-16, 19-24 | 0,5 | - | - | ±5,3 | ±2,5 | ±2,7 | ±1,5 | ±1,9 | ±1,2 |
| 0,8 | - | - | ±2,8 | ±4,4 | ±1,5 | ±2,4 | ±1,1 | ±1,8 | |
| 1 | - | - | ±1,7 | Не норм | ±0,9 | Не норм | ±0,9 | Не норм | |
| 25-28 | 0,5 | - | - | ±5,4 | ±2,6 | ±2,9 | ±1,6 | ±2,2 | ±1,3 |
| 0,8 | ±2,9 | ±4,5 | ±1,6 | ±2,5 | ±1,3 | ±2,0 | |||
| 1 | ±1,8 | Не норм | ±1,1 | Не норм | ±1,0 | Не норм | |||
| 31, 32, | 0,5 | - | - | ±6,4 | ±5,0 | ±4,5 | ±4,5 | ±4,0 | ±4,5 |
| 38-40, | 0,8 | - | - | ±4,0 | ±6,7 | ±3,1 | ±5,5 | ±2,9 | ±5,3 |
| 1 | - | - | ±2,9 | Не норм | ±2,3 | Не норм | ±2,5 | Не норм | |
| 33-37, | 0,5 | - | - | Не норм | Не норм | ±5,2 | ±8,7 | ±5,2 | ±8,7 |
| 41-48 | 0,8 | - | - | Не норм | Не норм | ±4,3 | ±10,4 | ±4,3 | ±10,4 |
| 1 | - | - | ±4,0 | Не норм | ±3,8 | Не норм | ±4,4 | Не норм | |
Таблица 4- Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электроэнергии в нормальных условиях эксплуатации
| Номер измерительного канала | Значение cosj | Предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электроэнергии в нормальных условиях эксплуатации, (%) | |||||||
| 2< !раб <5 | 5< !раб <20 | 20< !раб <100 | 100< !раб <120 | ||||||
| А | Р | А | Р | А | Р | А | Р | ||
| 1-6, 17, 18, 29, | 0,5 | ±5,4 | ±2,5 | ±3,0 | ±1,5 | ±2,2 | ±1,2 | ±2,2 | ±1,2 |
| 30 | 0,8 | ±2,9 | ±4,4 | ±1,6 | ±2,5 | ±1,2 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,9 |
| 1 | ±1,8 | Не норм | ±1,1 | Не норм | ±0,9 | Не норм | ±0,9 | Не норм | |
| 7-16, 19-24 | 0,5 | - | - | ±5,3 | ±2,5 | ±2,7 | ±1,4 | ±1,9 | ±1,1 |
| 0,8 | - | - | ±2,8 | ±4,3 | ±1,4 | ±2,2 | ±1,0 | ±0,7 | |
| 1 | - | - | ±1,7 | Не норм | ±0,9 | Не норм | ±0,9 | Не норм | |
| 25-28 | 0,5 | - | - | ±5,4 | ±2,5 | ±2,9 | ±1,5 | ±2,2 | ±1,2 |
| 0,8 | - | - | ±2,8 | ±4,4 | ±1,6 | ±2,4 | ±1,2 | ±1,9 | |
| 1 | - | - | ±1,8 | Не норм | ±1,1 | Не норм | ±0,9 | Не норм | |
| 31, 32, | 0,5 | - | - | ±5,4 | ±2,6 | ±2,8 | ±1,6 | ±1,9 | ±1,3 |
| 38-40, | 0,8 | - | - | ±2,9 | ±4,4 | ±1,6 | ±2,4 | ±1,1 | ±1,8 |
| 1 | - | - | ±2,0 | Не норм | ±1,0 | Не норм | ±0,8 | Не норм | |
| 33-37, | 0,5 | - | - | Не норм | Не норм | ±1,1 | ±2,2 | ±1,1 | ±2,2 |
| 41-48 | 0,8 | - | - | Не норм | Не норм | ±1,1 | ±2,2 | ±1,1 | ±2,2 |
| 1 | - | - | ±1,7 | Не норм | ±1,1 | Не норм | ±1,1 | Не норм | |
Примечание:
Технические параметры и метрологические характеристики трансформаторов тока отвечают требованиям ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения-ГОСТ 1983-2001, счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.09, А1805RL-P4GB-DW-4 -ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии, ПСЧ-3ТМ.05М - ГОСТ 31819.21-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в указанном стандарте класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012.
Надежность применяемых в системе компонентов:
счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М.09
- среднее время наработки на отказ не менее 140 000 часов;
- среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа; счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-3ТМ.05М
- среднее время наработки на отказ не менее 140 000 часов;
- среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа; счетчик электрической энергии многофункциональный А1805
- среднее время наработки на отказ не менее 120 000 часов;
- среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа; трансформатор тока (напряжения)
- среднее время наработки на отказ не менее 400 000 часов,
- среднее время восстановления работоспособности не более 168 часов;
УСПД ЗКОМ-3000
- среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =75000 ч,
- время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч; сервер
- среднее время наработки на отказ не менее Т = 160000 часов,
- среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии (мощности) с помощью электронной почты и сотовой связи.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- сервера;
-УСПД.
защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер.
- установка пароля на УСПД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы (ИК) и на комплектующие средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5- Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование компонента системы | Номер в Гос.реестре средств измерений | Количество (шт.) |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ 4ТМ.03М и модификация СЭТ 4ТМ.03М 09 , КТ 0,5S/1,0 | 36697-12 | 30/3 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-3ТМ.05М, КТ 1,0/2,0 | 36354-07 | 13 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный А1805RL-P4GB-DW-4, КТ 0,5S/1,0 | 31857-06 | 2 |
| Трансформатор тока ТПОЛ-10, КТ 0,5 | 1261-08 | 4 |
| Трансформатор тока ТВ-110 (модификации ТВ-110 -IX УХЛ1 и ТВ-110-IX), КТ 0,5S | 29255-05 | 12/3 |
| Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10-21 , КТ 0,5S | 32139-06 | 2 |
| Трансформатор тока ТВ-35 (модификации ТВ-35 -1Х-УХЛ1), КТ 0,5S | 19720-05 | 6 |
| Трансформатор тока ТОЛ-10, КТ 0,5 | 7069-07 | 16 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока ТОЛ-Ю-Г (модификация ТОЛ-10-Г-3У2), КТ 0,5S | 15128-07 | 4 |
| Трансформатор тока ТВЛМ-10, КТ 0,5 | 1856-63 | 2 |
| Трансформатор тока Т-0,66 (модификации Т-0,66 МУ3, КТ 0,5S) | 36382-07 | 3 |
| Трансформатор тока ТШП-0,66 , КТ 0,5 | 15173-06 | 6 |
| Трансформатор напряжения НКФ-110-57У1, КТ 0,5 | 14205-94 | 6 |
| Трансформатор напряжения ЗНОЛ-35Ш, КТ 0,5 | 21256-06 | 9 |
| Трансформатор напряжения НАМИ-10 (модификация НАМИ-10 У2), КТ 0,2 | 51198-12 | 7 |
| Трансформатор напряжения НАМИТ-10 (модификация НАМИТ-10 УХЛ-2), КТ 0,2 | 16687-97 | 1 |
| Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06 (модификация ЗНОЛ.06-6У3), КТ 0,5 | 3344-04 | 18 |
| Устройство сбора данных ЭКОМ-3000 (модификация ЭКОМ-3000 Т-С25-М3-В4-О Т со встроенным GPS- приемником) | 17079-14 | 1 |
| Сервер базы данных типа !BM x3550 M3 | - | 1 |
| Наименование документации | ||
| Методика поверки МП 4222-002-7740000090-2016 | - | 1 |
| Программа испытаний ПИ 4222-002- 7740000090-2016 | - | 1 |
| Формуляр ФО 4222-002-7740000090-2016 | - | 1 |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом МП 4222-002-7740000090-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии Филиала ПАО «Компания «Сухой» «КнААЗ им. Ю.А.Гагарина. Методика поверки, утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 20 апреля 2016 г.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижнегородский ЦСМ» 04 мая 2011 г;
- счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-3ТМ.05М в соответствии с методикой поверки «Счётчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-3ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.138 РЭ1», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижнегородский ЦСМ» 20 ноября 2007 г;
- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А 1800 в соответствии с методикой поверки «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А 1800». Методика поверки, утвержденная ГЦИ СИ «ВНИИМ» им.Д.И.Менделеева 19 мая 2006 г;
-устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 в соответствии с методикой «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г;
- радиочасы МИР РЧ-01, ГР №27008-04;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», ГР № 33750-12 .
Сведения о методах измерений
Методы измерений, которые используются в системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии Филиала ПАО «Компания «Сухой» «КнААЗ им. Ю.А.Гагарина» приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии Филиала ПАО «Компания «Сухой» «КнААЗ им. Ю.А.Гагарина - МВИ 4222-002-7740000090-2015. Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации №123/RA.RU 311290/2015 от 30 декабря 2015г.
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии Филиала ПАО «Компания «Сухой» «КнААЗ им. Ю.А.Г агарина»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока.
Частные требования. Часть 22. Статические счетчики реактивной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S.
ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. ([ЕС 62053-23:2003, MOD).