Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО "КировТЭК". Характеристики, описание, методика поверки.
заказать СИ
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”
  • Главная
  • Города
  • Санкт-Петербург г.
  • Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО "КировТЭК"
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО "КировТЭК"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО "КировТЭК"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «КировТЭК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ЗАО «КировТЭК», сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

-    периодический (1 раз в 30 минут, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому времени измеренных данных о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;

-    хранение результатов измерений в стандартной базе данных в течение не менее 3,5 лет;

-    обеспечение ежесуточного резервирования базы данных на внешних носителях информации;

-    разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;

-    передача результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в различных форматах организациям-участникам оптового и розничного рынков электрической энергии (далее внешним организациям);

-    передача результатов измерений по электронной почте в формате XML 1.0 по программно-задаваемым адресам;

-    предоставление контрольного санкционированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны внешних организаций;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т. п.);

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

-    ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - информационно-измерительный комплекс точек измерения, включающий:

-    измерительные трансформаторы тока (ТТ);

-    измерительные трансформаторы напряжения (ТН);

-    вторичные измерительные цепи;

-    счетчики электрической энергии.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс, включающий:

-    устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа СИКОН С70.

3-й    уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК), включающий:

-    сервер центра сбора и обработки данных ЗАО «Энергосбытовая компания Кировского завода» с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦентр»;

-    сервер центра сбора и обработки данных ПАО «Ленэнерго» с ПО «Пирамида 2000» ;

-    технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

-    устройства синхронизации системного времени УССВ-2 и УСВ-2.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии.

Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают полную мощность S = UI.

Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.

2 2 0 5

Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S - P ) ’ .

Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени. Счетчики электрической энергии ИИК ТИ производят измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности с интервалом усреднения 30 минут, самодиагностику и запись результатов измерений (профилей нагрузки) и данных самодиагностики (журналов событий) в энергонезависимую встроенную память.

По запросу с УСПД уровня ИВКЭ (для ТИ №13-15), с периодичностью один раз в тридцать минут, собираются данные с ИИК ТИ №13-15. По запросу с сервера БД ПАО «Ленэнерго», с периодичностью один раз в тридцать минут, данные с уровня ИВКЭ собираются в базу данных сервера ПАО «Ленэнерго». С периодичностью один раз в сутки, данные из базы данных сервера ПАО «Ленэнерго» передаются в базу данных сервера ЗАО «ЭСК».

По запросу с сервера БД ЗАО «ЭСК» (для ТИ №1-12 и ТИ №16-19), с периодичностью один раз в тридцать минут, данные с уровня ИИК ТИ №1-12 и ТИ №16-19 собираются в базу данных сервера ЗАО «ЭСК».

Сервера осуществляют сбор и обработку результатов измерений, расчет активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение полученной информации, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений внешним организациям осуществляется по выделенным каналам или коммутируемым телефонным линиям связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), включающую в себя устройства синхронизации времени УССВ-2 и УСВ-2, осуществляющее синхронизацию часов ЦСОД, УСПД и счетчиков по эталонным сигналам точного времени, получаемым от системы ГЛОНАСС.

Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера ЗАО «Энергосбытовая компания Кировского завода» ( ИК1-ИК12,ИК16-ИК19) и сервера ПАО «Ленэнерго» (ИК13- ИК15) в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение показаний часов серверов и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±3 с. Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и серверов АИИС КУЭ.

Журналы событий счетчиков электрической энергии и серверов отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Состав измерительных каналов приведен в таблице 1.

№

ИК

Наимено

вание

присое

динения

Состав измерительного канала

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

электрической

энергии

УСПД

Уровень

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

1

ГРУ-6 кВ ТЭЦ-14 «Первомайская» 110/6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. №5

ТОЛ-10-1

300/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Гос.реестр СИ № 15128-07 A: Зав.№ 3716 C: Зав.№ 3740

НАМИ-10-95

УХЛ2

6000/100

0,5

ГОСТ 1983-2001 Гос. реестр СИ № 20186-00 Зав.№ 365 НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 0,5

ГОСТ 1983-2001 Гос. реестр СИ № 20186-00 Зав.№ 383

СЭТ-4ТМ.03М класс точности: по акт. эн. - 0,5S по реакт. эн. - 1,0 !ном(!макс)=5( 10) А Uhom = 3х(57,7-115)/(100-200) В ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Гос. реестр СИ № 36697-08 Зав.№ 0806162292

-

Каналообразующая аппаратура, УССВ-2 Гос.реестр СИ №54074-13, зав.№001426,

ПО «АльфаЦЕНТР»

2

ГРУ-6 кВ ТЭЦ-14 «Первомайская» 110/6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. №7

ТОЛ-10-I

300/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Гос.реестр СИ № 15128-07 A: Зав.№ 3718 C: Зав.№ 3719

СЭТ-4ТМ.03М класс точности: по акт. эн. - 0,5S по реакт. эн. - 1,0 !ном(!макс)=5( 10) А Uhom = 3х(57,7-115)/(100-200) В ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Гос. реестр СИ № 36697-08 Зав.№ 0806162215

3

ГРУ-6 кВ ТЭЦ-14 «Первомайская» 110/6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. №9

ТОЛ-10-I

400/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Гос.реестр СИ № 15128-07 A: Зав.№ 5297 C: Зав.№ 5298

СЭТ-4ТМ.03М класс точности: по акт. эн. - 0,5S по реакт. эн. - 1,0 !ном(!макс)=5( 10) А Uhom = 3х(57,7-115)/(100-200) В ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Гос. реестр СИ № 36697-08 Зав.№ 0806161927

1

2

3

4

5

6

7

4

ГРУ-6 кВ ТЭЦ-14 «Первомайская» 110/6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. №13

ТОЛ-10-I

400/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Гос.реестр СИ № 15128-07 A: Зав.№ 4675 C: Зав.№ 5075

НАМИ-10-95

УХЛ2

6000/100

0,5

ГОСТ 1983-2001 Гос. реестр СИ № 20186-00 Зав.№ 365

НАМИ-10-95

УХЛ2

6000/100

0,5

ГОСТ 1983-2001 Гос. реестр СИ № 20186-00 Зав.№ 383

СЭТ-4ТМ.03М класс точности: по акт. эн. - 0,5S по реакт. эн. - 1,0 !ном(!макс)=5( 10) А ^ом = 3х(57,7-115)/(100-200) В ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Гос. реестр СИ № 36697-08 З ав.№ 0806162243

-

Каналообразующая аппаратура, УССВ-2 Гос.реестр СИ №54074-13, зав.№001426,

ПО «Альф аТ ЦЕНТР»

5

ГРУ-6 кВ ТЭЦ-14 «Первомайская» 110/6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. №27

ТОЛ-10-I

400/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Гос.реестр СИ № 15128-07 A: Зав.№ 4677 C: Зав.№ 4678

НАМИ-10-95

УХЛ2

6000/100

0,5

ГОСТ 1983-2001 Гос. реестр СИ № 20186-00 Зав.№ 384

НАМИ-10-95

УХЛ2

6000/100

0,5

ГОСТ 1983-2001 Гос. реестр СИ № 20186-00 Зав.№ 383

СЭТ-4ТМ.03М класс точности: по акт. эн. - 0,5S по реакт. эн. - 1,0

ЬомОмАКсИ^ 10) А Щом = 3х(57,7-115)/(100-200) В ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Гос. реестр СИ № 36697-08 Зав.№ 0806162279

6

ГРУ-6 кВ ТЭЦ-14 «Первомайская» 110/6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. №29

ТОЛ-10-I

600/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Гос.реестр СИ № 15128-07 A: Зав.№ 3724 C: Зав.№ 5063

СЭТ-4ТМ.03М класс точности: по акт. эн. - 0,5S по реакт. эн. - 1,0 Ьом^максИ^ 10) А ^ом = 3х(57,7-115)/(100-200) В ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Гос. реестр СИ № 36697-08 З ав.№ 0806161513

7

ГРУ-6 кВ ТЭЦ-14 «Первомайская» 110/6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. №31

ТОЛ-10-I

600/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Гос.реестр СИ № 15128-07 A: Зав.№ 3721 C: Зав.№ 3722

СЭТ-4ТМ.03М класс точности: по акт. эн - 0,5S по реакт. эн - 1,0

Ьом^максИ^ 10) А ^ом = 3х(57,7-115)/(100-200) В ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Гос. реестр СИ № 36697-08 Зав.№ 0806162725

1

2

3

4

5

6

7

8

ГРУ-6 кВ ТЭЦ-14 «Первомайская» 110/6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. №35

ТОЛ-10-I

400/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Гос.реестр СИ № 15128-07 A: Зав.№ 4676 C: Зав.№ 5027

НАМИ-10-95

УХЛ2

6000/100

0,5

ГОСТ 1983-2001 Гос. реестр СИ № 20186-00 Зав.№ 384

НАМИ-10-95

УХЛ2

6000/100

0,5

ГОСТ 1983-2001 Гос. реестр СИ № 20186-00 Зав.№ 383

СЭТ-4ТМ.03М класс точности: по акт. эн. - 0,5S по реакт. эн. - 1,0 !ном(!макс)=5( 10) А Uhom = 3х(57,7-115)/(100-200) В ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Гос. реестр СИ № 36697-08 Зав.№ 0806161934

-

Каналообразующая аппаратура, УССВ-2 Гос.реестр СИ №54074-13, зав.№001426,

ПО «Альф аТ ЦЕНТР»

9

ГПП-1 (ПС-170) 110/6 кВ ЗРУ-6 кВ, 1,3 с.ш. 6 кВ

ТШЛ-10 4000/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Гос.реестр СИ № 3972-03 A: Зав.№ 220 C: Зав.№ 218

НАМИ-10-95

УХЛ2

6000/100

0,5

ГОСТ 1983-2001 Гос. реестр СИ № 20186-00 Зав.№ 359

СЭТ-4ТМ.03М класс точности: по акт. эн. - 0,5S по реакт. эн.- 1,0 ihom(imakc)=5( 10) А Uhom = 3х(57,7-115)/(100-200) В ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Гос. реестр СИ № 36697-08 Зав.№ 0806161864

10

ГПП-1 (ПС-170) 110/6 кВ ЗРУ-6 кВ, 2,4 с.ш. 6 кВ

ТШЛ-10 4000/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Гос.реестр СИ № 3972-03 A: Зав.№ 221 C: Зав.№ 219

НАМИ-10-95

УХЛ2

6000/100

0,5

ГОСТ 1983-2001 Гос. реестр СИ № 20186-00 Зав.№ 364

СЭТ-4ТМ.03М класс точности: по акт. эн. - 0,5S по реакт. эн. - 1,0

1НОМ(1МАКС)=5( 10) А

Uhom = 3х(57,7-115)/(100-200) В ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Гос. реестр СИ № 36697-08 Зав.№ 0805160537

11

ГПП-1 (ПС-170) 110/6 кВ ЗРУ-6 кВ, 5 с.ш. 6 кВ

ТЛШ-10 2000/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Гос.реестр СИ № 11077-07 A: Зав.№ 429 C: Зав.№ 428

НАМИ-10-95

УХЛ2

6000/100

0,5

ГОСТ 1983-2001 Гос. реестр СИ № 20186-00 Зав.№ 386

СЭТ-4ТМ.03М класс точности: по акт. эн. - 0,5S по реакт. эн. - 1,0

1НОМ(1МАКС)=5( 10) А

Uhom = 3х(57,7-115)/(100-200) В ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Гос. реестр СИ № 36697-08 Зав.№ 0805160495

Я

43

о

о

и

%

а>

Я

я

<т>

н

РЭ

04

и

я

я

ег

ю

w

*<

I

СЛ

&

LtJ

о

W

TI

*<

н

Я

и

о о ^ и

On о w Я

W g

H

я

и

о о и

On о

w Я

w g

н

я

и

о о ^ и

On о Я ^

W ё

Tf

«

■о

РЭ

О

Я

0

я

1

w

43

рэ

о

Я

о

я

«

■о

РЭ

О

Я

0

я

1

ll*' -С

On

Я

td

ll*'

8 *

-С

Я

0

1

VO

Я

0

1

VO

Я

0

1

VO

ю*

LtJ

ю

&

8 a

X

&

о

о

О

td

>

со

со

со

W

W

03

со

со

оэ

($

($

Ю*

On

1—1

О

о

On

ы

О

Cd

>

СО

со

со

W

р

W

со

D3

со

($

ю*

($

о

о

о

^1

Lt\

VO

4^

00

^1

Lt\

^1

VO

о

td

>

со

со

со

рэ

рэ

03

со

со

D3

ю*

ю*

i?

о

^./1

о

ю

■^1

^1

сл

о

td

>

со

со

со

рэ

рэ

рэ

со

со

со

ю*

ю*

ю*

о

о

о

^1

VO

-1^

00

^1

^1

"I

^ О

Ю* О

Lt\ >ъ а>

сл ^ ^ 2

to Q Я

о

td

>

со

со

со

W

W

рэ

со

со

со

($

($

ю*

о

К)

-1^

On

о

td

>

со

со

со

W

РЭ

рэ

со

со

со

($

ю*

ю*

о

о

о

00

-1^

00

(./1

VO

00

"I

^ О Го* р

^ "Ь

а>

On Л ^ 2

to Q Я

"I

to

о

о

^1

^1

ю

*ъ

-1^

"I

(D

п

ON

1

о

<л

о

н

to

о

о

43

о

Г—1

н

О

in

я

н

О

Я

н

со

н L/1 О

^1

£    1-1

^    О “ hH

^    ИН

to    П j

о    H Я со

O    I

- ^5

— j ^ 5=1 Олр ■

£ ч    ^

?' О    ^ Лн

>-v    L/1 НЧ

К) п    н

оНЯи

О    I

-    с« s

"1

о

о

"I

со

рэ

i?

о

о

On

со

Ю 43

н

о

ю*

о

<т>

<т>

\п

о

о

о

ю

00

On

(.1

н

43

00

LtJ

о

OJ

OJ

о

о

о

я

ю

о

о

о

^    О

Го*    О

О

по    л

S ON    Гй

40    2

<1    Hrt I

О    л

й 00    G

О    W

00    м

"1

"I

о

о

о

о

н

н

TI

(./1

(./1

ю

ю

-1^

OJ

К)

ю

OJ

ю

ю

о

о

о

о

С о

И s

о

о

о

о

И

LtJ Р

А и <1

'-J    о

1    >

^ О Го* о

oj нЪ On О On g \0 2 <1 Hrt I

° п

” я

"1

"I

о

о

о

о

н

н

(./1

(./1

ю

к>

-1^

OJ

ю

ю

OJ

м

ю

о

о

о

о

С о

И s

о

о

о

о

td

LtJ Р

А н <1

'-J    о

1    >

"1

"I

о

о

о

о

н

н

TI

(./1

(./1

ю

ю

-1^

OJ

К)

ю

OJ

ю

ю

о

о

о

о

^ Я

С о

И s

о

о

о

о

td

OJ Р .

Д н

<1 ^ J-J о 1 >

^ О Го* о

oj ►Ъ On П> On Л

40 2

<1 Hrt I

° п

“я

"1

"I

о

о

о

о

н

н

(./1

(./1

ю

к>

-1^

OJ

ю

ю

OJ

м

ю

о

о

о

о

О

о

о

td

LtJ Р

А н

<1 ^ J-J о 1 >

CO

рэ

CO

я

о

43

<т>

РЭ

я

н

<jj

я

Со g

§

I Г 2

я н

я

о

43

<т>

РЭ

.3

<jj

я

я

о

43

п>

Р2

<jj

я

я

о

рэ

п

я и

Р2

о о

ч

<JJ о

я л ', Я 1 о

~° 2 3

сл

Э    *

о    й

03    РЭ

я    я

н    ° ч

Q    о

я    л

,    я

О    §

Сп    я

э    «

о    Й

03    Р2

я    я

н    ° н

Q    о

Я    J5

,    я

О    §

СЛ    5!

о    я

°    и

р    р

^    с

Ч    о

"I

i?

о

о

OJ 43

On

rr>

On

fl>

vo

(3

^1

н

43

о

oo

о

я

0

(J

н

1

н

о

LtJ

0

(J

н

1

н

М О ■ § О о

о

On

сл

СИКОН С70

Гос.реестр СИ,№ 28822-05,Зав.№ 07443,СИКОН С70,Гос.реестр СИ,

On

td

О

<т>

о

Й

я

о

н

о

со

№ 28822-05,Зав.№ 07444

U

я

о

н

Каналообразующая аппаратура, УСВ-2,Гос.реестр СИ, № 41681-10, Зав.№ 3061,ПО «Пирамида 2000»

OJ On

Каналообразующая аппаратура, УССВ-2 Гос реестр СИ №54074-13, зав.№001426, ПО «АльфаЦЕНТР»

1

2

3

4

5

6

7

16

ПС-19 "Крас-нопутилов-ская" 110/6 кВ КРУ-6 кВ, 1С 6кВ, между Т-4 110/6 кВ и ф.19-21/121

ТЛШ-10 2000/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Гос.реестр СИ № 11077-07 A: Зав.№ 424 C: Зав.№ 425

НАМИ-10-95

УХЛ2

6000/100

0,5

ГОСТ 1983-2001 Гос. реестр СИ № 20186-05 Зав.№ 358

СЭТ-4ТМ.03М класс точности: по акт. эн. - 0,5S по реакт. эн. - 1,0

IROM(IMAXC)=5( 10) А

Uhom = 3х(57,7-115)/(100-200) В ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Гос. реестр СИ № 36697-08 Зав.№ 0806161980

-

Каналообразующая аппаратура, УССВ-2 Гос.реестр СИ №54074-13, зав.№001426, ПО «АльфаЦЕНТР»

17

ПС-19 "Крас-нопутилов-ская" 110/6 кВ КРУ-6 кВ, 2С 6кВ, между Т-4 110/6 кВ и ф.19-21/121

ТЛШ-10 2000/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Гос.реестр СИ № 11077-07 A: Зав.№ 427 C: Зав.№ 401

НАМИ-10-95

УХЛ2

6000/100

0,5

ГОСТ 1983-2001 Гос. реестр СИ № 20186-05 Зав.№ 378

СЭТ-4ТМ.03М класс точности: по акт. эн. - 0,5S по реакт. эн. - 1,0 !ном(!макс)=5( 10) А Urom = 3х(57,7-115)/(100-200) В ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Гос. реестр СИ № 36697-08 Зав.№ 0806162313

18

ПС-19 "Крас-нопутилов-ская" 110/6 кВ КРУ-6 кВ, 2С 6кВ, между Т-1 110/6 кВ и ф.19-39

ТЛШ-10 2000/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Гос.реестр СИ № 11077-07 A: Зав.№ 421 C: Зав.№ 426

НАМИ-10-95

УХЛ2

6000/100

0,5

ГОСТ 1983-2001 Гос. реестр СИ № 20186-05 Зав.№ 358

СЭТ-4ТМ.03М класс точности: по акт. эн. - 0,5S по реакт. эн. - 1,0 !ном(!макс)=5( 10) А Urom = 3х(57,7-115)/(100-200) В ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Гос. реестр СИ № 36697-08 Зав.№ 0206165280

19

ПС-19 "Крас-нопутилов-ская" 110/6 кВ КРУ-6 кВ, 1С 6кВ, между Т-1 110/6 кВ и ф.19-39

ТЛШ-10 2000/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Гос.реестр СИ № 11077-07 A: Зав.№ 422 C: Зав.№ 430

НАМИ-10-95

УХЛ2

6000/100

0,5

ГОСТ 1983-2001 Гос. реестр СИ № 20186-05 Зав.№ 378

СЭТ-4ТМ.03М класс точности: по акт. эн. - 0,5S по реакт. эн. - 1,0 !ном(!макс)=5( 10) А Urom = 3х(57,7-115)/(100-200) В ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Гос. реестр СИ № 36697-08 Зав.№ 0806161805

Примечания:

Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии, УСПД, УССВ на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1.

Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаТ ЦЕНТР» и ПО «Пирамида 2000».

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

amrserver.exe

amrc.exe

amra.exe

cdbora2.dll

encryptdll.dll

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

4.10.5.0 и выше

4.11.0.0 и выше

4.3.0.0 и выше

4.10.0.0 и выше

2.0.0.0 и выше

12.1.0.0

Цифровой идентификатор ac_metrology.dll

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»

Наименование ПО

Идентификаци

онное

наименование

ПО

Номер версии (иден-тифика-цион-ный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

1

2

3

4

5

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3.0

E55712D0-B1B21906-

5D63DA94-9114DAE4

MD5

Модуль расчета небаланса энергии/мощности

CalcLeakage.dll

3.0

B1959FF7-0BE1EB17-

C83F7B0F-6D4A132F

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3.0

D79874D1-0FC2B156-A0FDC27E-1CA480AC

MD5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3.0

52E28D7B-608799BB-

3CCEA41B-548D2C83

MD5

1

2

3

4

5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3.0

6F557F88-5B737261-

328CD778-05BD1BA7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3.0

48E73A92-83D1E664-

94521F63-D00B0D9F

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3.0

C391D642-71ACF405-

5BB2A4D3-FE1F8F48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3.0

ECF53293-5CA1A3FD-3215049A-F1FD979F

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации

SynchroNSI.dll

3.0

530D9B01-26F7CDC2-

3ECD814C-4EB7CA09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3.0

1EA5429B-261FB0E2-

884F5B35-6A1D1E75

MD5

Уровень защиты ПО «Альфа-ЦЕНТР» и ПО «Пирамида 2000» соответствует уровню «ВЫСОКИЙ» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Метрологические характеристики приведены в таблицах 4 и 5.

Таблица 4 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета

19

Номинальные значения напряжения на вводах системы, кВ

6

Отклонение напряжения от номинального значения, %

±5

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А

200, 300, 400, 600, 1500, 2000, 4000

Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока

от 1 до 120

Коэффициент мощности, cos ф

от 0,5 до 1

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с

±5

Таблица 5 - Пределы допускаемых относительных погрешностей (измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности), % для рабочих условий эксплуатации_

Номер ИК

Зна

чение

cosj

0,01!ном < I < 0,05!ном

0,05!ном < I < 0,2Iном

0,2 !«ом < 1 < 1,21ном

Активная энергия

ИК1-ИК12,

ИК16-ИК19

1,0

±2,4

±1,7

±1,6

ИК13-ИК15

±2,4

±1,6

±1,5

ИК1-ИК12,

ИК16-ИК19

0,8

±3,3

±2,3

±1,9

ИК13-ИК15

±3,2

±2,2

±1,8

ИК1-ИК12,

ИК16-ИК19

0,5

±5,7

±3,4

±2,7

ИК13-ИК15

±5,6

±3,3

±2,5

Реактивная энергия

ИК1-ИК12,

ИК16-ИК19

0,8

±5,6

±4,3

±3,8

ИК13-ИК15

±5,5

±4,2

±3,7

ИК1-ИК12,

ИК16-ИК19

0,5

±4,2

±3,5

±3,3

ИК13-ИК15

±4,1

±3,4

±3,3

Таблица 6 - Технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С:

-    измерительных трансформаторов, счетчиков

-    УССВ, сервер

от +5 до +30 от +18 до +22

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее: - СЭТ-4ТМ.03М.01

165000

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 165000 ч;

-    трансформатор тока Т0Л-10, ТЛШ-10,ТШЛ-10 - среднее время наработки на отказ не менее 4000000 ч;

-    трансформатор тока Т0Л-НТЗ-10- среднее время наработки на отказ не менее 219000 ч.;

-    трансформатор напряжения НАМИ-10 - среднее время наработки на отказ не менее 4400000 ч;

-    трансформатор напряжения ЗНОЛП-НТЗ-6 - среднее время наработки на отказ не менее 219000 ч.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания компонентов АИИС КУЭ с помощью дополнительного питания;

-    резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи.

Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:

а) счетчиками электрической энергии:

-    попыток несанкционированного доступа;

-    связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;

-    коррекции текущих значений времени и даты;

-    отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-    перерывов питания;

-    самодиагностики (с записью результатов). б) УСПД:

-    попыток несанкционированного доступа;

-    связи с УСПД, приведшие к каким-либо изменениям данных;

-    перезапуска УСПД;

-    коррекции текущих значений времени и даты;

-    перерывов питания;

-    самодиагностики (с записью результатов).

Защищённость применяемых компонентов:

а)    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчиков электрической энергии;

-    клемм вторичных обмоток трансформаторов тока, напряжения;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

-    испытательных клеммных коробок;

-    УСПД;

б)    защита информации на программном уровне:

-    установка паролей на счетчиках электрической энергии;

-    установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на сервер БД;

-    возможность использования цифровой подписи при передачи данных.

Глубина хранения информации:

-    счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; сохранность данных в памяти при отключении питания - 30 лет;

-    УСПД - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях по каждому ИК не менее 45 суток, сохранность данных в памяти при отключении питания - не менее 5 лет;

-    сервер БД- хранение результатов измерений и информации о состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «КировТЭК».

Комплектность

Таблица 7 - Комплект поставки АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество

1

2

3

Трансформатор тока

Т0Л-10

16 шт.

ТЛШ-10

12 шт.

ТШЛ-10,

4 шт.

Т0Л-НТЗ-10

9 шт.

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95

8 шт.

ЗНОЛП-НТЗ-6

6 шт.

Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ

19 шт.

GSM-модем

Teleofis RX108-R4

4 шт.

Телефонный модем

ZuXEL U336E plus

7 шт.

1

2

3

Преобразователь интерфейса

MOXA TCC-100

3 шт.

УСПД

«Сикон С70»

2 шт.

Устройство синхронизации системного

УССВ-2

1 шт.

времени

УСВ-2

1 шт.

Сервер баз данных:

ЗАО «Энергосбытовая ком-

1 шт.

пания Кировского завода»; ПАО « Ленэнерго»

1 шт.

Программное обеспечение:

«Альфа-ЦЕНТР» АС_РЕ_Ш (ЗАО «Энергосбытовая компания Кировского завода»

1 шт.

«Пирамида 2000» (ПАО « Ленэнерго»)

1 шт.

Методика измерений

04/16.00.000 МИ

1 шт.

Паспорт

04/16.01.000 ПС

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки». Методика проверки идентификационных данных ПО приведена в разделе 9 Паспорта.

Основные средства поверки:

- средства поверки и вспомогательные устройства, в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на измерительные компоненты АИИС КУЭ, а также приведенные в таблице 2 МИ 3000-2006.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

Измерения производятся в соответствии с документом 04/16.00.000 МИ «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «КировТЭК». Свидетельство об аттестации № 08-RA.RU.311468-2016 от 26.07.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «КировТЭК»

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание