Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДВЭУК" объектов на территории Республики Саха (Якутия)

ООО "Энергосистемы", г.Владимир
Скачать

69600-17: Методика поверки МП ЭПР-031-2017

Скачать
7.5 Мб

69600-17: Описание типа СИ

Скачать
136.8 Кб

28.11.24
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДВЭУК" объектов на территории Республики Саха (Якутия)

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок	1
Найдено поверителей	1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДВЭУК» объектов на территории Республики Саха (Якутия) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325, устройства синхронизации системного времени УССВ-16ИУ8 и каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «Альфа.Т ЦЕНТР», автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер по выделенным каналам связи, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На сервере осуществляется дальнейшая обработка поступающей информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение полученных данных, оформление отчётных документов, отображение информации на АРМ.

Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС», а также в другие смежные субъекты ОРЭ, осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени УССВ-16ИУ8, синхронизирующие часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемыми от GPS-приемника.

Сравнение часов УСПД с единым координированным временем UTC (обеспечивается подключенным к нему соответствующим устройством синхронизации времени УССВ) осуществляется каждые 30 мин, корректировка часов УСПД выполняется при расхождении с УССВ на величину ±2 с.

Сравнение показаний часов сервера с часами УСПД, расположенного на ПС 220/110/20/6 кВ «Городская», осуществляется каждые 30 мин, корректировка часов сервера выполняется при расхождении с часами УСПД на величину ±2 с.

Сравнение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется каждые 30 мин. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более ±1 с. Передача информации от счетчика до УСПД, от УСПД до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Альфа	ЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ac metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 15.07
Цифровой идентификатор ПО	3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

Но мер ИК	Наименование точки измерений	Измерительные компоненты				Сервер	Вид электро энергии	Метрологические характеристики ИК
Но мер ИК	Наименование точки измерений	ТТ	ТН	Счетчик	УСПД	Сервер	Вид электро энергии	Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %	Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	ПС 220/110/20/6 кВ «Г ородская», ОРУ 110кВ 2 с.ш. ячейка №8 ВЛ-110 кВ «Г ородская-Ленск» (Л-141)	ТВГ-110 Кл.т. 0,2S 200/1 Рег. № 22440-07	НДКМ-110 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 38002-08	СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	RTU-325 Рег. № 37288-08	HP Proliant DL380 G7	Активная Реактив ная	0,6 1,1	1.4 2.4
2	ПС 220/110/20/6 кВ «Городская», ОРУ 110кВ 2 с. ш. ячейка №9 ВЛ-110 кВ «Городская-Ленск» (Л-142)	ТВГ-110 Кл.т. 0,2S 200/1 Рег. № 22440-07	НДКМ-110 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 38002-08	СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	RTU-325 Рег. № 37288-08	HP Proliant DL380 G7	Активная Реактив ная	0,6 1,1	1.4 2.4

ПС

220/110/20/6 кВ «Городская», ОРУ 110кВ 1 с.ш. ячейка №3 ВЛ-110 кВ «Городская-Мирный» (Л-102)

ТВГ-110 Кл.т. 0,2S 200/1

Рег. № 22440-07

НДКМ-110 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

Рег. № 38002-08

СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-08

RTU-325

Рег. № 37288-08

HP Proliant DL380 G7

Активная

Реактив

ная

0,6

1,1

1.4

2.4

ПС 220/110/20 кВ «Г ородская» ОВ

ТВГ-110 Кл.т. 0,2S 200/1

Рег. № 22440-07

НДКМ-110 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

Рег. № 38002-08

СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-08

RTU-325

Рег. № 37288-08

Активная

Реактив

ная

0,6

1,1

1.4

2.4

ПС

220/110/20/6 кВ «Г ородская», РУ-10 кВ, 2 с.ш. ячейка №4

Т0Л-СЭЩ-20 Кл.т. 0,5S 300/5

Рег. № 37543-08

ЗН0Л-СЭЩ-20 Кл.т. 0,5 20000/V3/100/V3

Рег. № 37545-08

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

RTU-325

Рег. № 37288-08

Активная

Реактив

ная

1,3

2,5

3,3

5,6

ПС

220/110/20/6 кВ «Г ородская», РУ-10 кВ, 1 с.ш. ячейка №22

Т0Л-СЭЩ-20 Кл.т. 0,5S 300/5

Рег. № 37543-08

ЗН0Л-СЭЩ-20 Кл.т. 0,5 20000/V3/100/V3

Рег. № 37545-08

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

RTU-325

Рег. № 37288-08

Активная

Реактив

ная

1,3

2,5

3,3

5,6

ПС

220/110/10 кВ «Пеледуй» ОРУ 110 кВ 1 с.ш. Цепь №1, ВЛ-110 кВ «Пеледуй -Витим» (Л-147)

ТВГ-110 Кл.т. 0,2S 600/5

Рег. № 52619-13

НДКМ-110 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

Рег. № 38002-08

A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

RTU-325

Рег. № 37288-08

HP Proliant DL380 G7

Активная

Реактив

ная

0,6

1,1

1.4

2.4

ПС

220/110/10 кВ «Пеледуй», ОРУ 110 кВ 1 с.ш. Цепь №2, ВЛ-110 кВ «Пеледуй-Витим» (Л-148)

ТВГ-110

Кл.т. 0,2S 600/5

Рег. № 52619-13

НДКМ-110 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

Рег. № 38002-08

A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

RTU-325

Рег. № 37288-08

Активная

Реактив

ная

0,6

1,1

1.4

2.4

ПС

220/110/10 кВ «Пеледуй» ОРУ 110 кВ 2 с.ш. Ячейка №3 ВЛ-110 кВ «Пеледуй-РП Полюс»

ТВГ-УЭТМ-110 Кл.т. 0,2S 600/5

Рег. № 52619-13

НДКМ-110 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

Рег. № 38002-08

A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

RTU-325

Рег. № 37288-08

Активная

Реактив

ная

0,6

1,1

1.4

2.4

ПС

220/110/10 кВ «Пеледуй» ОВ

ТВГ-УЭТМ-110 Кл.т. 0,2S 600/5

Рег. № 52619-13

НДКМ-110 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

Рег. № 38002-08

A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

RTU-325

Рег. № 37288-08

Активная

Реактив

ная

0,6

1,1

1.4

2.4

ПС

220/110/10 кВ «Пеледуй », ЗРУ 10 кВ,

1 с.ш. яч. фидер №101

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 300/5

Рег. № 51623-12

НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/100

Рег. № 51621-12

A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

RTU-325

Рег. № 37288-08

HP Proliant DL380 G7

Активная

Реактив

ная

0,9

1,6

2,6

ПС

220/110/10 кВ «Пеледуй », ЗРУ 10 кВ,

1 с.ш. яч. фидер №105

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 300/5

Рег. № 51623-12

НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/100

Рег. № 51621-12

A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

RTU-325

Рег. № 37288-08

Активная

Реактив

ная

0,9

1,6

2,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
	ПС 220/110/10 кВ «Пеледуй », ЗРУ 10 кВ,	ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S	НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5	A1802RALXQ- P4GB-DW-4	RTU-325		Активная	0,9	1,6
13	ПС 220/110/10 кВ «Пеледуй », ЗРУ 10 кВ,	300/5	10000/100	Кл.т. 0,2S/0,5	Рег. №		Реактив-	1,6	2,6
	1 с.ш. яч. фидер №106	Рег. № 51623-12	Рег. № 51621-12	Рег. № 31857-11	37288-08		ная	1,6	2,6
	ПС 220/110/10 кВ «Пеледуй », ЗРУ 10 кВ,	ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S	НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5	A1802RALXQ- P4GB-DW-4	RTU-325		Активная	0,9	1,6
14	ПС 220/110/10 кВ «Пеледуй », ЗРУ 10 кВ,	300/5	10000/100	Кл.т. 0,2S/0,5	Рег. №		Реактив-	1,6	2,6
	1 с.ш. яч. фидер №107	Рег. № 51623-12	Рег. № 51621-12	Рег. № 31857-11	37288-08		ная	1,6	2,6
	ПС 220/110/10 кВ «Пеледуй », ЗРУ 10 кВ,	ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S	НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5	A1802RALXQ- P4GB-DW-4	RTU-325		Активная	0,9	1,6
15	ПС 220/110/10 кВ «Пеледуй », ЗРУ 10 кВ,	300/5	10000/100	Кл.т. 0,2S/0,5	Рег. №		Реактив-	1,6	2,6
	1 с.ш. яч. фидер №108	Рег. № 51623-12	Рег. № 51621-12	Рег. № 31857-11	37288-08		ная	1,6	2,6
	ПС 220/110/10 кВ «Пеледуй », ЗРУ 10 кВ,	ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S	НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5	A1802RALXQ- P4GB-DW-4	RTU-325	HP	Активная	0,9	1,6
16	ПС 220/110/10 кВ «Пеледуй », ЗРУ 10 кВ,	300/5	10000/100	Кл.т. 0,2S/0,5	Рег. №	Proliant DL380 G7	Реактив-	1,6	2,6
	2 с.ш. яч. фидер №207	Рег. № 51623-12	Рег. № 51621-12	Рег. № 31857-11	37288-08	Proliant DL380 G7	ная	1,6	2,6
	ПС 220/110/10 кВ «Пеледуй », ЗРУ 10 кВ,	ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S	НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5	A1802RALXQ- P4GB-DW-4	RTU-325		Активная	0,9	1,6
17	ПС 220/110/10 кВ «Пеледуй », ЗРУ 10 кВ,	300/5	10000/100	Кл.т. 0,2S/0,5	Рег. №		Реактив-	1,6	2,6
	2 с.ш. яч. фидер №208	Рег. № 51623-12	Рег. № 51621-12	Рег. № 31857-11	37288-08		ная	1,6	2,6

ПС

220/110/10 кВ «Пеледуй », ЗРУ 10 кВ,

2 с.ш. яч. фидер №210

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 300/5

Рег. № 51623-12

НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/100

Рег. № 51621-12

A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

RTU-325

Рег. № 37288-08

Активная

Реактив

ная

0,9

1,6

2,6

ПС «Олекминск» ОРУ-35, 1 с.ш. яч.№4, ВЛ-35кВ «Олекминск-1»

ТВЭ-35 Кл.т. 0,5S 200/5

Рег. № 44359-10

ЗНОЛ-35Ш Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3

Рег. № 21257-06

A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 31857-06

RTU-325

Рег. № 37288-08

Активная

Реактив

ная

1,3

2,5

3,3

6,2

ПС «Олекминск» ОРУ-35, 2 с.ш. яч.№6 ВЛ-35кВ «Олекминск-2»

ТВЭ-35 Кл.т. 0,5S 200/5

Рег. № 44359-10

ЗНОЛ-35Ш Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3

Рег. № 21257-06

A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 31857-06

RTU-325

Рег. № 37288-08

Активная

Реактив

ная

1,3

2,5

3,3

6,2

ПС «Олекминск» ОРУ-35, 1 с.ш. яч.№2 ВЛ-35кВ «Берденка»

ТВЭ-35 Кл.т. 0,5S 200/5

Рег. № 44359-10

ЗНОЛ-35Ш Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3

Рег. № 21257-06

A1805RLXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 31857-06

RTU-325

Рег. № 37288-08

HP Proliant DL380 G7

Активная

Реактив

ная

1,3

2,5

3,3

6,2

ПС «Олекминск» КРУН-6, 1 с.ш., яч. №3

ТЛО-10 У3 Кл.т. 0,5S 600/5

Рег. № 25433-08

ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

Рег. № 35956-07

A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 31857-06

RTU-325

Рег. № 37288-08

Активная

Реактив

ная

1,3

2,5

3,3

6,2

ПС «Олекминск» КРУН-6, 2 с.ш., яч. №10

ТЛО-10 У3 Кл.т. 0,5S 600/5

Рег. № 25433-08

ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

Рег. № 35956-07

A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 31857-06

RTU-325

Рег. № 37288-08

Активная

Реактив

ная

1,3

2,5

3,3

6,2

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
	ПС «Олекминск»	ТЛО-10 У3 Кл.т. 0,5S	ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5	A1805RLXQ- P4GB-DW-4	RTU-325		Активная	1,3	3,3
24	КРУН 6, 1 с.ш., яч.№2	600/5	6000/V3/100/V3	Кл.т. 0,5S/1,0	Рег. № 37288-08		Реактив-	2,5	6,2
		Рег. № 25433-08	Рег. № 35956-07	Рег. № 31857-06	Рег. № 37288-08		ная
	ПС «Олекминск»	ТЛО-10 У3 Кл.т. 0,5S	ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5	A1805RLXQ- P4GB-DW-4	RTU-325		Активная	1,3	3,3
25	КРУН-6, 2 с.ш.,	600/5	6000/V3/100/V3	Кл.т. 0,5S/1,0	Рег. № 37288-08		Реактив-	1,3	3,3
	яч.№11						Реактив-	2,5	6,2
		Рег. № 25433-08	Рег. № 35956-07	Рег. № 31857-06			ная
	ПС 220/10 кВ «НПС-12» ЗРУ-10 кВ 1 с.ш. яч. 3	ТШЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S	НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5	A1805RALXQV- P4GB-DW-4	RTU-325	HP	Активная	1,3	3,3
26		1500/5	10000/100	Кл.т. 0,5S/1,0	Рег. № 37288-08	Proliant DL380 G7	Реактив-	2,5	5,6
		Рег. № 37544-08	Рег. № 38394-08	Рег. № 31857-11	Рег. № 37288-08		ная
	ПС 220/10 кВ «НПС-12» ЗРУ-10 кВ	ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S	НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5	A1805RALXQV- P4GB-DW-4	RTU-325		Активная	1,3	3,3
27	ПС 220/10 кВ «НПС-12» ЗРУ-10 кВ	150/5	10000/100	Кл.т. 0,5S/1,0	Рег. №		Реактив-	2,5	5,6
	1 с.ш. яч.5	Рег. № 32139-11	Рег. № 38394-08	Рег. № 31857-11	37288-08		ная	2,5	5,6
	ПС 220/10 кВ «НПС-12» ЗРУ-10 кВ	ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S	НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5	A1805RALXQV- P4GB-DW-4	RTU-325		Активная	1,3	3,3
28	ПС 220/10 кВ «НПС-12» ЗРУ-10 кВ	150/5	10000/100	Кл.т. 0,5S/1,0	Рег. №		Реактив-	2,5	5,6
	2 с.ш. яч.10	Рег. № 32139-11	Рег. № 38394-08	Рег. № 31857-11	37288-08		ная	2,5	5,6
	ПС 220/10 кВ «НПС-12» ЗРУ-10 кВ	ТШЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S	НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5	A1805RALXQV- P4GB-DW-4	RTU-325		Активная	1,3	3,3
29	ПС 220/10 кВ «НПС-12» ЗРУ-10 кВ	1500/5	10000/100	Кл.т. 0,5S/1,0	Рег. №		Реактив-	2,5	5,6
	2 с.ш. яч. 12	Рег. № 37544-08	Рег. № 38394-08	Рег. № 31857-11	37288-08		ная	2,5	5,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
30	ПС 220/10 кВ «НПС-13» ЗРУ-10 кВ Ввод№1 яч.2	ТШЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 3000/5 Рег. № 37544-08	ЗНОЛ.06.4-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08	A1805RLQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06	RTU-325 Рег. № 37288-08		Активная Реактив ная	1,3 2,5	3,3 6,2
31	ПС 220/10 кВ «НПС-13» ЗРУ-10 кВ Ввод№2 яч.11	ТШЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 3000/5 Рег. № 37544-08	ЗНОЛ.06.4-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08	A1805RLQ-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06	RTU-325 Рег. № 37288-08	HP Proliant DL380 G7	Активная Реактив ная	1,3 2,5	3,3 6,2
Примечания: 1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. 2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от !ном cosj = 0,8инд. 4 ТТ по ГОСТ 7746-2001, ТН по ГОСТ 1983-2001, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83. В виду отсутствия в ГОСТ Р 52425-2005 класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.16 класса точности 0,5 устанавливаются равными пределам соответствующих погрешностей счетчиков активной энергии класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005; пределы погрешностей при измерении реактивной энергии счетчиков A1802RALXQ-P4GB-DW-4 класса точности 0,5 устанавливаются в соответствии с ТУ 4228-011-29056091-11. 5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Наименование характеристики	Значение
Количество ИК	31
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от №ом	от 95 до 105
ток, % от !ном	от 1 до 120
коэффициент мощности cos9	0,9
частота, Гц	от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С	от +15 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном	от 90 до 110
ток, % от !ном	от 1 до 120
коэффициент мощности cos9	от 0,5 до 1,0
частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от -45 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков
и УСПД, °С	от +10 до +25
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С	от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типа Альфа А1800:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для УСПД:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее	113
при отключении питания, лет, не менее	5
для УСПД:
суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,
потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее	45
при отключении питания, лет, не менее	3,5
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

- журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД;

сервера.

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчика электрической энергии;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока встроенные	ТВГ-110	15
Трансформаторы тока	ТОЛ-СЭЩ-20	6

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока	ТОЛ-СЭЩ-10	30
Трансформаторы тока	ТЛО-10	12
Трансформаторы тока	ТШЛ-СЭЩ-10	12
Трансформаторы тока встроенные	ТВГ-УЭТМ	9
Трансформаторы тока встроенные	ТВЭ-35	9
Трансформаторы напряжения емкостные	НДКМ-110	12
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ-СЭЩ-20	6
Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы	НАЛИ-СЭЩ-10	4
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ-35Ш	6
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ-СЭЩ-6	6
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ.06.4-10	6
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	6
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные	Альфа А1800	25
Устройства сбора и передачи данных	RTU-325	5
Устройство синхронизации системного времени	УССВ-16HVS	5
Сервер	HP Proliant DL380 G7	1
Методика поверки	МП ЭПР-031-2017	1
Паспорт-формуляр	ЭНСТ.411711.147.ФО	1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-031-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДВЭУК» объектов на территории Республики Саха (Якутия). Методика поверки», утвержденному ООО «Энерго-ПромРесурс» 12.10.2017 г.

Основные средства поверки:

- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;

- ТН по ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;

- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

- счетчик Альфа А1800 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 31857-11) - в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г., и документом ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденным в 2012 г.;

- счетчик Альфа А1800 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 31857-06) - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

- устройства сбора и передачи данных RTU-325 - в соответствии с документом ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;

- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);

- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);

- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13).

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДВЭУК» объектов на территории Республики Саха (Якутия)

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

Скачать

Назначение

Описание

Программное обеспечение

Знак утверждения типа

Комплектность

Поверка

Сведения о методах измерений