Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) оптового рынка электроэнергии филиала ОАО "МРСК Центра" - "Костромаэнерго" АИИС КУЭ Костромаэнерго-2
- ООО "Роспроект-Инжиниринг", г.Ярославль
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:40019-08
- 24.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) оптового рынка электроэнергии филиала ОАО "МРСК Центра" - "Костромаэнерго" АИИС КУЭ Костромаэнерго-2
| Основные | |
| Тип | |
| Год регистрации | 2008 |
| Дата протокола | 14д2 от 25.12.08 п.55 |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Номер сертификата | 34499 |
| Срок действия сертификата | . . |
| Страна-производитель | Россия |
| Технические условия на выпуск | технорабочий проект АИИС.411711.2949 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) оптового рынка электроэнергии филиала ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ Костромаэнерго-2) предназначена для измерений количества электрической энергии и мощности, времени и интервалов времени.
Область применения - коммерческий учёт электрической энергии и мощности на подстанциях филиала ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго», в том числе для взаимных расчетов на оптовом рынке электрической энергии (ОРЭ).
Описание
АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 представляет собой трехуровневую информационноизмерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.
Функции, реализованные в АИИС КУЭ Костромаэнерго-2:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- автоматический регламентированный и/или по запросу сбор данных о приращениях электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 минут), привязанных к единому времени;
- передача результатов измерений в программно-аппаратный комплекс (ПАК) администратора торговой системы;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и логическом уровнях (пломбирование, установка паролей и т.д.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств;
- конфигурирование и параметрирование технических средств и программного обеспечения;
- ведение единого времени в АИИС КУЭ Костромаэнерго-2.
В состав АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 входят
- информационно - измерительные комплексы (далее по тексту - ИИК) точек измерений электроэнергии - первый уровень;
- информационно-вычислительный комплекс электроустановок (далее по тексту -ИВКЭ) - второй уровень;
- информационно - вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК) - третий уровень;
- система обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ);
- технические средства приема - передачи данных и каналы связи.
Первый уровень - ИИК выполняет функцию автоматического проведения измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности на подстанциях «Костромаэнерго» по одному из присоединений (точке учета) и включает в себя следующие средства измерений:
- измерительные трансформаторы тока;
- измерительные трансформаторы напряжения;
- вторичные измерительные цепи;
- счетчики электрической энергии.
Перечень ИИК приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень ИИК
| Канал измерений | Средство измерений | Наименование измеряемой величины | ||||
| Номер ИК | Наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, соэффициент трансформант № Госреестра СИ | Фаза | Обозначение; (заводской номер) | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |
| 1 | ПС Октябрьская Ввод ВЛ-110 кВ | ТТ | KnT=0,2S Ктт=50/1 23256-05 | А | ТБМО-110 УХЛ1; (4934) | Ток первичный, 1| |
| В | ТБМО-110 УХЛ1; (4932) | |||||
| С | ТБМО-110 УХЛ1; (4931) | |||||
| TH | КлТ=0,2 Ктн= 110000/100 24218-03 | А | НАМИ-110 УХЛ1; (2301) | Напряжение пер-вичное, U] | ||
| В | НАМИ-110 УХЛ1; (2229) | |||||
| С | НАМИ-110 УХЛ1; (2226) | |||||
| Счетчик | KnT=0,2S/l,0 35437-07 | Протон-К ЦМ-02; (8954060) | Энергия активная Энергия реактивная Время | |||
| 2 | ПС Нея ВЛ-110 кВ Антропово (Т) | ТТ | KnT=0,5S Ктт=300/1 29255-05 | А | ТВ-110; (3898) | Ток первичный, I] |
| В | ТВ-110; (3897) | |||||
| С | ТВ-110; (3946) | |||||
| TH | КлТ=0,2 Ктн=110000/100 24218-03 | А | НАМИ-110 УХЛ1; (1931) | Напряжение пер-вичное, Uj | ||
| В | НАМИ-110 УХЛ1; (1982) | |||||
| С | НАМИ-110 УХЛ1; (1954) | |||||
| Счетчик | KnT=0,5S/l,0 35437-07 | Протон-К ЦМ-05; (7956800) | Энергия активная Энергия реактивная Время | |||
| 3 | ПС Нея ВЛ-110 кВ Мантурово-1 | ТТ | KjiT=0,5S Ктт=300/1 29255-05 | А | ТВ-110; (3896) | Ток первичный, I! |
| В | ТВ-110; (3950) | |||||
| С | ТВ-110; (3945) | |||||
| TH | КлТ=0,2 Ктн= 110000/100 24218-03 | А | НАМИ-110 УХЛ1; (1931) | Напряжение пер-вичное, U] | ||
| В | НАМИ-110 УХЛ1; (1982) | |||||
| С | НАМИ-110 УХЛ1; (1954) | |||||
| Счетчик | KnT=0,5S/l,0 35437-07 | Протон-К ЦМ-05; (7956807) | Энергия активная Энергия реактивная Время | |||
| 4 | ПС Нея ВЛ-110 кВ Мантурово-2 | ТТ | KnT=0,5S Ктт=300/1 29255-05 | А | ТВ-110; (3847) | Ток первичный, Ii |
| В | ТВ-110; (3895) | |||||
| С | ТВ-НО; (3951) | |||||
| TH | КлТ=0,2 Ктн=110000/100 24218-03 | А | НАМИ-110 УХЛ1; (1931) | Напряжение первичное, U] | ||
| В | НАМИ-110 УХЛ1; (1982) | |||||
| С | НАМИ-110 УХЛ1; (1954) | |||||
| Счетчик | KnT=0,5S/l,0 35437-07 | Протон-К ЦМ-05; (7956805) | Энергия активная Энергия реактивная Время | |||
Продолжение Таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |
| 5 | ПС Нея ОВМ-ИОкВ | ТТ | КлТ=0,58 Ктт=300/1 29255-05 | А | ТВ-110; (3899) | Ток первичный, Б |
| В | ТВ-110; (3939) | |||||
| С | ТВ-110; (3952) | |||||
| TH | КлТ=0,2 Ктн= 110000/100 24218-03 | А | НАМИ-110 УХЛ1; (1799) | Напряжение пер-винное, U| | ||
| В | НАМИ-110 УХЛ1; (2215) | |||||
| С | НАМИ-110 УХЛ1; (2221) | |||||
| Счетчик | КлТ=0,58/1,0 35437-07 | Протон-К ЦМ-05; (7956803) | Энергия активная Энергия реактивная Время | |||
| 6 | ПС Нея ВЛ-27,5 кВ Тяговая-1 | ТТ | KnT=0,5S Ктт=500/1 33045-06 | А | ТБМО-35; (46) | Ток первичный, Б |
| В | ТБМО-35; (45) | |||||
| С | ТБМО-35; (48) | |||||
| TH | КлТ=0,5 Ктн=27500/100 21257-06 | А | ЗНОЛ-35Ш; (163) | Напряжение пер-винное, U1 | ||
| В | ЗНОЛ-35Ш; (168) | |||||
| С | ЗНОЛ-35Ш; (166) | |||||
| Счетчик | KnT=0,5S/l,0 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03; (0107081879) | Энергия активная Энергия реактивная Время | |||
| 7 | ПС Нея ВЛ-27,5 кВ Тяговая-2 | ТТ | КлТ=0,58 Ктт=500/1 33045-06 | А | ТБМО-35; (47) | Ток первичный, Б |
| В | ТБМО-35; (49) | |||||
| С | ТБМО-35; (50) | |||||
| TH | КлТ=0,5 Ктн=27500/100 21257-06 | А | ЗНОЛ-35Ш; (165) | Напряжение пер-винное, U| | ||
| В | ЗНОЛ-35Ш; (167) | |||||
| С | ЗНОЛ-35Ш; (160) | |||||
| Счетчик | KnT=0,5S/l,0 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03; (0107081848) | Энергия активная Энергия реактивная Время | |||
| 8 | ПС Гусево ВЛ-110 кВ Манту-рово-Гусево | ТТ | KnT=0,2S Ктт=300/1 23256-02 | А | ТБМО-110 УХЛ1; (4688) | Ток первичный, Б |
| В | ТБМО-110 УХЛ1; (4689) | |||||
| С | ТБМО-110 УХЛ1; (4717) | |||||
| TH | КлТ=0,5 Ктн= 110000/100 26452-06 | А | НКФ-110; (14704) | Напряжение пер-винное, U| | ||
| В | НКФ-110; (14867) | |||||
| С | НКФ-110; (14830) | |||||
| Счетчик | КлТ=0,28/1,0 35437-07 | Протон-К ЦМ-02; (8954009) | Энергия активная Энергия реактивная Время | |||
| 9 | ПС Шекшема Ввод 110 кВ | ТТ | КлТ=0,28 Ктт=50/1 23256-02 | А | ТБМО-110 УХЛ1; (4935) | Ток первичный, Б |
| В | ТБМО-110 УХЛ1; (4906) | |||||
| С | ТБМО-110 УХЛ1; (4933) | |||||
| TH | КлТ=0,2 Ктн=110000/100 24218-03 | А | НАМИ-110 УХЛ1; (2193) | Напряжение пер-винное, и. | ||
| В | НАМИ-110 УХЛ1; (2222) | |||||
| С | НАМИ-110 УХЛ1; (2285) | |||||
| Счетчик | КлТ=0,28/1,0 35437-07 | Протон-К ЦМ-02; (8954053) | Энергия активная Энергия реактивная Время | |||
Примечание - В процессе эксплуатации допускается замена ТТ и TH на компоненты утверждённых типов того же или более высокого класса точности, счетчиков электроэнергии на счётчики того же типа того же или более высокого класса точности с внесением необходимых изменений в формуляр без внесения изменений в метрологические характеристики измерительных каналов и без переоформления сертификата об утверждении типа
Второй уровень - ИВКЭ построен на базе устройства сбора и передачи данных типа «Систел-УСПД». В состав ИВКЭ также входят средства обеспечения единого времени (СОЕВ). На уровне ИВКЭ обеспечивается:
- автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;
- контроль достоверности результатов измерений;
- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);
- разграничение прав доступа к информации.
Между ИВКЭ и ИВК организован канал связи, обеспечивающий передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИВКЭ в ИВК.
Третий уровень - ИВК обеспечивает:
- автоматизированный сбор, обработку и хранение результатов измерений;
- контроль достоверности результатов измерений;
- доступ ИАСУ КУ к информации;
- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.д.);
- разграничение прав доступа к информации.
Третий уровень включает в себя:
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
- сервер АИИС КУЭ;
- автоматизированное рабочее место (далее по тексту - АРМ)
- технические средства для организации локальной вычислительной сети.
Многофункциональные счетчики электрической энергии с цифровыми выходами (интерфейс RS-485) Протон-К ЦМ-02, Протон-К ЦМ-05 и СЭТ-4ТМ.03 измеряют энергию, мощность и другие параметры и сохраняют эту информацию в энергонезависимой памяти.
Данные со счётчиков электрической энергии поступают на соответствующие УСПД с установленным Прикладным программным обеспечением УСПД. УСПД осуществляют сбор, накопление и промежуточное хранение данных, проверку их корректности.
Далее информация поступает на сервер хранения и обработки информации с установленным Прикладным программным обеспечением. Сервер осуществляет прием данных с УСПД, архивирование данных в энергонезависимой памяти - на жестком диске, автоматически производя резервное копирование, а также конфигурирование и настройку программной части АИИС КУЭ Костромаэнерго-2.
В качестве стандартного программного обеспечения сервера используются операционная система Linux.
Для защиты АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование компонентов АИИС КУЭ Костромаэнерго-2, кроссовых и клеммных коробок и шкафов, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства защиты файлов и баз данных).
СОЕВ формируется на всех уровнях АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 и выполняет законченную функцию измерений времени. В составе СОЕВ используется модуль GPS, который обеспечивает прием сигналов точного времени и синхронизацию УСПД по системе GPS. Для поддержания точного времени в системе, УСПД выполняет автоматическую коррекцию собственных часов, в счетчиках синхронизация времени осуществляется с временем часов УСПД во время сеанса связи с ним.
Технические характеристики
Основные технические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Основные технические характеристики
| № | Наименование характеристики | Значение |
| 1 | Число измерительных каналов АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 | 9 |
| 2 | Номинальное значение первичного тока (Ii) для ИК (№№ 1, 9) | 50 А |
| 3 | Номинальное значение первичного тока (Г) для ИК (№№ 2-5, 8) | 300 А |
| 4 | Номинальное значение первичного тока (Ii) для ИК (№№ 6, 7) | 500 А |
| 5 | Диапазон первичного напряжения (Ui) для ИК (№№ 1-5, 8, 9) | (99-121) кВ |
| 6 | Диапазон первичного напряжения (Ui) для ИК (№№ 25, 26) | (24,75-30,25) кВ |
| 7 | Коэффициент мощности coscp | (0,8-1,0) емк. (0,5-1,0) инд. |
| 8 | Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 1, 9), включающих ТТ класса точности 0,2S; TH класса точности 0,2 и счетчики класса точности 0,2S при емкостной нагрузке: | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (coscp = 1): Г = 0,01 4ном | ± 1,0% | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): I] = 0,024ном | ±( 1,0-1,2) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): 1, = 0,054ном | ± (0,6-0,9) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): It = 0,24ном | ± (0,5-0,7) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,04ном | ± (0,5-0,7) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,24ном | ± (0,5-0,7) % | |
| 9 | Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 1, 9), включающих ТТ класса точности 0,2S; TH класса точности 0,2 и счетчики класса точности 0,2S при индуктивной нагрузке: | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (coscp =1): Г = 0,014ном | ± 1,0% | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,024ном | ±( 1,0-1,9) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,054ном | ± (0,6-1,3) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): I, = 0,24ном | ± (0,5-1,0) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): 1| = 1,04ном | ± (0,5-1,0) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,24ном | ± (0,5-1,0) % | |
| 10 | Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 2-5), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH класса точности 0,2 и счетчики класса точности 0,5S при емкостной нагрузке: | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (coscp =1): Г = 0,014ном | ± 2,0 % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,021ном | ±( 1,9-2,7) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,05 4ном | ±( 1,1-1,8) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,24ном | + (0,9-1,2) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Ii = 1,04ном | ±(0,9-1,2) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,24ном | ± (0,9-1,2) % | |
| 11 | Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№2-5), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH класса точности 0,2 и счетчики класса точности 0,5S при индуктивной нагрузке: | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (coscp =1): Г = 0,014ном | ± 2,0 % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): I, = 0,024ном | ±( 1,9-4,8) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): l! = 0,054ном | ± (1,1-3,0) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): Г = 0,24ном | ± (0,9-2,0) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): Г = 1,04ном | ± (0,9-2,0) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): Г = 1,24ном | ± (0,9-2,0) % |
| 12 | Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 6, 7), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 0,5S при емкостной нагрузке: | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (coscp = 1): Г = 0,0 Ыном | ±2,1 % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,02-1ном | ± (2,0-2,8) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,05 1ном | ± (1,2-2,0) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,21ном | ±(1,0-1,4) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,01ном | ±( 1,0-1,4) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,21ном | ±( 1,0-1,4) % | |
| 13 | Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 6, 7), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 0,5S при индуктивной нагрузке: | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (coscp =1): It = 0,0 Ыном | ±2,1 % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): l! = 0,021ном | ± (2,0-4,9) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): Г = 0,051ном | ± (1,2-3,2) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): I] = 0,21ном | ± (1,0-2,3) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): Ij = 1,01ном | ± (1,0-2,3) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): Г = 1,21ном | ± (1,0-2,3) % | |
| 14 | Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№ 8), включающих ТТ класса точности 0,2S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 0,2S при емкостной нагрузке: | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (coscp =1): Г = 0,0 Ыном | ± 1,2% | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): I] = 0,021ном | ±( 1,1-1,4) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,054ном | ± (0,8-1,1) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): I, = 0,21ном | ± (0,7-0,9) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,01ном | ± (0,7-0,9) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,21ном | ± (0,7-0,9) % | |
| 15 | Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№ 8), включающих ТТ класса точности 0,2S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 0,2S при индуктивной нагрузке: | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (coscp =1): Г = 0,0 Ыном | ± 1,2% | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): 1| = 0,02-1ном | ±( 1,1-2,2) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): I, = 0,051ном | ±(0,8-1,7) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): I, = 0,24ном | ±(0,7-1,5) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): Г = 1,04ном | ±(0,7-1,5) % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): I, = 1,21ном | ±(0,7-1,5) % | |
| 16 | Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 1, 9), включающих ТТ класса точности 0,2S; TH класса точности 0,2 и счетчики класса точности 1,0 при емкостной нагрузке (sincp = 0,6): | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: It = 0,021ном | ± 2,2 % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,051ном | ± 1,5 % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,21ном | ± 1,4% | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: I] = 1,01ном | ± 1,4% | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: I, = 1,21ном | ± 1,4% |
| 17 | Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№1, 9), включающих ТТ класса точности 0,2S; TH класса точности 0,2 и счетчики класса точности 1,0 при индуктивной нагрузке (sincp = 0,866): | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: I! = 0,021ном | ± 2,0 % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: I] = 0,051ном | ± 1,3 % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,21ном | ± 1,2% | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: lj = 1,01ном | ± 1,2% | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: Ii = 1,2-1ном | ± 1,2% | |
| 18 | Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 2-5), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH класса точности 0,2 и счетчики класса точности 1,0 при емкостной нагрузке (sincp = 0,6): | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: Т = 0,021ном | ±4,1 % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: I] = 0,05 1ном | ± 2,5 % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: I] = 0,21ном | ± 1,9% | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: Т = 1,01ном | ± 1,9% | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: I, = 1,21ном | ± 1,9% | |
| 19 | Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№2-5), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH классом точности 0,2 и счетчики класса точности 1,0 при индуктивной нагрузке (sincp = 0,866): | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: h = 0,021ном | ± 2,7 % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,051ном | ± 1,7% | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,2-1ном | ± 1,4% | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: Г = 1,0-1ном | ± 1,4% | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: I, = 1,21ном | ± 1,4% | |
| 20 | Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 6, 7), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 1,0 при емкостной нагрузке (sincp = 0,6): | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: I] = 0,021ном | ± 4,2 % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: 1, = 0,05Тном | ± 2,6 % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: Т = 0,21ном | ±2,1 % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: I, = 1,01ном | ±2,1 % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: I, = 1,21ном | ±2,1 % | |
| 21 | Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 6, 7), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 1,0 при индуктивной нагрузке (sincp = 0,866): | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: I, = 0,021ном | ± 2,8 % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: I] = 0,054ном | ± 1,8% | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: Ii = 0,21ном | ± 1,6 % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: Ii = 1,01ном | ± 1,6% | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: Ii = 1,21ном | ± 1,6% |
| 22 | Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№ 8), включающих ТТ класса точности 0,2S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 1,0 при емкостной нагрузке (sinq> = 0,6): | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,021ном | ± 2,4 % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,051ном | ± 1,7% | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: I, = 0,21ном | ± 1,6% | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: I] = 1,01ном | ± 1,6% | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: I, = 1,21ном | ± 1,6% | |
| 23 | Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№ 8), включающих ТТ класса точности 0,2 S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 1,0 при индуктивной нагрузке (sincp = 0,866): | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,02-1ном | ± 2,0 % | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,051ном | ± 1,4% | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,21ном | ± 1,4% | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: Г = 1,01ном | ± 1,4% | |
| - в точке диапазона первичного тока сети: Г = 1,21ном | ± 1,4% | |
| 24 | Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальной в пределах рабочего диапазона на каждые 10"С: - при измерении количества активной электрической энергии: для ИК№№ 1, 8, 9: при COS(p= 1 при cos(p=0,5 для ИК №№ 2-7: при coscp=l при coscp=0,5 - при измерении количества реактивной электрической энергии: для ИК №№ 6, 7: для остальных ИК: при sinq>=l при sincp=0,5 | ±0,1 % ± 0,2 % ± 0,3 % ± 0,5 % ±o>sQco ± 0,5 % ± 0,7 % |
| 25 | Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений, вызванной изменением первичного напряжения в пределах ±10 %: - при измерении количества активной электрической энергии: для ИК №№ 1, 8, 9: при coscp= 1 при cos(p=0,5 для ИК №№ 2-7: при COS(p= 1 при cos<p=0,5 - при измерении количества реактивной электрической энергии: для ИК №№ 6, 7 для остальных ИК: при sin<p=l при sincp=0,5 | ±0,1 % ± 0,2 % ± 0,2 % ± 0,4 % 0% ± 0,7 % ± 1,0% |
| 26 | Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений, вызванной изменением частоты в пределах ± 2 %: - при измерении количества активной электрической энергии: для ИК№№ 1, 8,9: при COS(p=l при cos(p=0,5 для ИК №№ 2-5: при COS(p=l при cos(p=0,5 - при измерении количества реактивной электрической энергии для ИК №№ 1-5, 8, 9: при sin<p= 1 при sincp=0,5 Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений, вызванной изменением частоты в пределах ± 5 %: - при измерении количества активной электрической энергии для ИК №№ 6, 7: при COS(p= 1 при cos(p=0,5 - при измерении количества реактивной электрической энергии для ИК №№ 6, 7: | ± 0,1 % ±0,1 % ± 0,2 % ± 0,2 % ± 1,5 % ± 1,5% ± 0,2 % ± 0,2 % ±0,5-5QCO |
| 27 | Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений, вызванной внешним магнитным полем до 0,5 мТл - при измерении количества активной электрической энергии: для ИК №№ 1, 8, 9 для ИК №№ 2-7 - при измерении количества реактивной электрической энергии: для ИК №№ 6, 7 для остальных ИК | ± 0,5 % ± 1,0% ±5Qco ± 2,0 % |
| 28 | Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени и интервалов времени | ± 5 с |
Условия эксплуатации АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 определяются условиями эксплуатации оборудования, входящего в состав системы.
- напряжение питающей сети переменного тока (198 -242) В
- частота питающей сети (47,5 - 52,5) Гц
- температура (для TH и ТТ) ([-30] - 50) °C
- температура (для счётчиков) (5 - 40) °C
- температура (для УСПД, Сервера АИИС КУЭ, каналообразующего
и вспомогательного оборудования) (10 - 40) °C
- индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков) (0 - 0,5) мТл
Средняя наработка на отказ 35000 ч
Средний срок службы 10 лет
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации в правом верхнем углу.
Комплектность
В комплект АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 входят технические средства, программные средства и документация, представленные в таблицах 3, 4 и 5 соответственно.
Таблица 3 - Технические средства
| № | Наименование | Обозначение | Кол-во |
| 1 | Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 12 |
| 2 | Трансформатор напряжения | НКФ-110 | 3 |
| 3 | Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-35 III | 6 |
| 4 | Трансформатор тока | ТБМО-35 | 6 |
| 5 | Трансформатор тока | ТБМО-ИО | 9 |
| 6 | Трансформатор тока | ТВ-110 | 12 |
| 7 | Счётчик электрической энергии Протон-К | ЦМ-02-А-2-234 | 3 |
| 8 | Счётчик электрической энергии Протон-К | ЦМ-05-А-2-234 | 4 |
| 9 | Счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ | СЭТ-4ТМ.03.1 | 2 |
| 10 | Шкаф учета комплектный в составе: УСПД «Систел», модуль резервного питания, ИБП, АВР, климат-контроль, GSM модем, GPS приемник, коммутатор Ethernet | 4 | |
| 11 | Сервер | FSi-VFY PRIMERGY RX 300S3 2xXeon L5320 Quard Core 1.86GHz 2x4Mb/4GB 2HDD SATA 160GB | 2 |
| 12 | Модем GSM | GSM/GPRS модем MOXA OnCell G2150I | 6 |
| 13 | Коммутатор Ethernet | 1 | |
| 14 | Устройство синхронизации времени | УСВ1 | 1 |
| 15 | АРМ диспетчера | 1 | |
| 16 | Источник бесперебойного питания | 2 |
Таблица 4 - Программные средства
| № | Наименование | Обозначение | Кол-во |
| 1 | Системное программное обеспечение | Linux | 1 |
| 2 | Прикладное программное обеспечение УСПД | 4 | |
| 3 | Прикладное программное обеспечение сервера | ПО «Базис» | 1 |
| 4 | Программное обеспечение конфигурирования счетчиков | ПО «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» | 1 |
| 5 | Программное обеспечение конфигурирования счетчиков | ПО «Конфигуратор Протон-К» | 1 |
| 6 | Прикладное программное обеспечение АРМ | 6 |
Таблица 5 - Документация
| № | Наименование | Кол-во |
| 1 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) оптового рынка электроэнергии филиала ОАО «МРСК Центра» - «Кострома-энерго». Технорабочий проект АИИС.411711.2949. Том 1. Технический проект | 1 |
| 2 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) оптового рынка электроэнергии филиала ОАО «МРСК Центра» - «Кострома-энерго». Технорабочий проект АИИС.411711.2949. Том 2. Рабочая документация | 1 |
| 3 | Перечень входных данных АИИС.411711. 2949.В1 | 1 |
| 4 | Перечень выходных АИИС.411711. 2949.В2 | 1 |
| 5 | Технологическая инструкция АИИС.411711. 2949.И2 | 1 |
| 6 | Руководство пользователя АИИС.411711. 2949.ИЗ | 1 |
| 7 | Инструкция по формированию и ведению базы данных ВИТК. 13723208.030-И4 | 1 |
| 8 | Инструкция по эксплуатации АИИС.411711.2949.ИЭ | 1 |
| 9 | Формуляр АИИС.411711.2949.ФО | 1 |
| 10 | Паспорт АИИС.411711. 2949.ПС | 1 |
Поверка
Поверка производится в соответствии с документом «АИИС КУЭ Костромаэнерго-2. Методика поверки», согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Пензенский ЦСМ» 19 декабря 2008 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- TH-по ГОСТ 8.216-88;
- СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1;
- Протон-К - по методике поверки ИСТА.ООЗ-ОО-ОО-ООМП.
Перечень оборудования, необходимого для поверки:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ»;
- приёмник сигналов точного времени - радиочасы РЧ-011;
- средства поверки в соответствии с нормативными документами (ГОСТ 8.216, ГОСТ 8.217, МИ 2845, методика поверки счётчиков СЭТ-4ТМ.03), регламентирующими поверку средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ Костромаэнерго-2.
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52320-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии».
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.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) оптового рынка электроэнергии филиала ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго». Технорабочий проект АИИС.411711.2949. Том 1. Технический проект.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) оптового рынка электроэнергии филиала ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго». Технорабочий проект АИИС.411711.2949. Том 2. Рабочая документация.
Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ Костромаэнерго-2. Том 3.Эксплуатационная документация.
Счётчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.124 РЭ
Счетчики электрической энергии цифровые многозадачные трехфазные «Протон-К». Руководство по эксплуатации 72928956.4228.945РЭ
Заключение
Тип АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 утверждён с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации.