Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ЗАО "Ижора-Энергосбыт" 2-ой очереди. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ЗАО "Ижора-Энергосбыт" 2-ой очереди

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 650 п. 01 от 26.06.2013
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ЗАО «Ижора-Энергосбыт» 2-ой очереди (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности в точках измерения «Ижора-Энергосбыт», сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.

АИИС КУЭ решает следующие функции:

- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

- периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии 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 результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ)

- смежных субъектов оптового рынка;

- предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных участников оптового рынка электроэнергии;

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

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

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 -й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746 и трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323 для активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.

2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных типа RTU-327 (№ 41907-09 в Государственном реестре средств измерений), устройство синхронизации системного времени УССВ на базе модуля коррекции времени МКВ-02Ц (№ 44097-10 в Государственном реестре

средств измерений), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, обеспечивающие информационное взаимодействие между уровнями системы.

Между уровнями ИИК и ИВКЭ организованы GSM каналы связи (GSM 900/1800), обеспечивающие передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВКЭ.

3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения (пакет «АльфаЦЕНТР», производства ООО «Эльстер Метроника», № 44595-10 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ, источник бесперебойного питания, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и каналы связи, обеспечивающие организацию информационного обмена между уровнями системы.

На уровне ИВК обеспечивается:

- автоматический регламентный сбор результатов измерений;

- автоматическое выполнение коррекции времени;

- сбор данных о состоянии средств измерений;

- контроль достоверности результатов измерений;

- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);

- возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;

- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;

- ведение нормативно-справочной информации;

- ведение «Журналов событий»;

- формирование отчетных документов;

- передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИАСУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;

- безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2003;

- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;

- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;

- диагностику работы технических средств и ПО;

- разграничение прав доступа к информации;

- измерение времени и синхронизацию времени от СОЕВ.

Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной информации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.

АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.

АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:

- отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;

- показатели режимов электропотребления;

- максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и суткам;

- допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.

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

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:

- активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;

- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность. УСПД осуществляет сбор результатов измерений электроэнергии со счетчиков по цифровым интерфейсам, перевод измеренных значений в именованные физические величины, учет потребления электроэнергии и мощности по временным интервалам.

Сервер обеспечивает сбор измеренной информации с УСПД. В системе предусмотрен доступ к базе данных сервера со стороны АРМов и информационное взаимодействие с организациями-участниками оптового рынка электроэнергии.

Система выполняет непрерывное измерение приращений активной и реактивной электроэнергии, измерение текущего времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а так же сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального потребления.

ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя модуль коррекции времени МКВ-02Ц, подключенного к УСПД. Коррекция времени УСПД производится по сигналам точного времени модуля МКВ-02Ц. Контроль рассогласования времени производится по факту наличия расхождения, превышающего ±1 c.

Коррекция времени счетчиков и сервера осуществляется от УСПД. Контроль рассогласования времени производится с интервалом 30 минут, коррекция осуществляется при наличии рассогласования, превышающего ±1 c.

Ход часов компонентов системы за сутки не превышает ±П D5 й

Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Защищенность применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика электрической энергии;

- испытательной коробки;

- сервера БД;

б) защита информации на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на сервер.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в таблице 1.

Таблица 1- Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

amrserver.exe

amra.exe

amrc.exe cdbora2.dll encryptdll.dll ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

4.10.0.0 и выше

4.0.10.0 и выше

4.10.0.0 и выше

4.10.0.0 и выше

2.0.0.0 и выше

12.1.0.0

Цифровой идентификатор ac_metrology.dll

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

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

Технические характеристики

Пределы допускаемых относительных погрешностей приведены в таблицах 2 и 3. Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 4.

Таблица 2 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерения активной электрической энергии и мощности),% в рабочих условиях эксплуатации

№ ИК

Значение

GOS ф

0,01 1ном < I < 0,05 1ном

0,05 Ком < I < 0,2 1ном

0,2 1ном < I < 11ном

1 Ком < I < 1,21ном

3 - 17;

20 - 25;

27 - 29;

50 - 58

61 - 68

1

±2,3

±1,2

±1,1

±1,1

0,9

±2,7

±1,4

±1,2

±1,2

0,8

±3,2

±2,1

±1,6

±1,6

0,5

±5,5

±3,1

±2,2

±2,2

48,49

1

±2,4

±1,4

±1,2

±1,2

0,9

±2,8

±1,6

±1,3

±1,3

0,8

±3,3

±2,2

±1,8

±1,8

0,5

±5,6

±3,3

±2,6

±2,6

Таблица 3 - Пределы относительных погрешностей ИК (измерения реактивной электрической энергия и мощности),% в рабочих условиях эксплуатации____________________________________

ИК

Значение GOS ф /sin ф

0,01 Ком < I <

0,05 Ком

0,05 Ком < I < 0,2 Ком

0,2 Ком < I < 1

Ком

1 Ком < I <

1,21ном

3 - 17;

20 - 25;

27 - 29;

50 - 58

61 - 68

0,8/0,6

±4,9

±3,4

±2,7

±2,7

0,5/0,9

±3,4

±2,3

±2,1

±2,1

48,49

0,8/0,6

±5,1

±3,5

±2,9

±2,9

0,5/0,9

±3,5

±2,4

±2,2

±2,2

Таблица 4 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Канал измерений

Средство измерений

№ ИК

Наименование

Вид СИ, тип, Регистрационный номер Г осреестра

Метрологические характеристики (МХ) СИ

1

2

3

4

3

РУ Насосной №47

ЗАО "ГСР Водоканал" Ввод 1 от ТП-26/1 6/0,4 кВ

РУ-0,4 кВ 1с.ш. ф. 9

Трансформатор тока ТШП-0,66 Госреестр № 47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 200/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Kt.to4h.0,5S/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

4

РУ Насосной №47

ЗАО "ГСР Водоканал" Ввод 2 от ТП-26/1 6/0,4 кВ

РУ-0,4 кВ 2с.ш. ф. 18

Трансформатор тока ТШП-0,66 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 200/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Kt.to4h.0,5S/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

5

РУ Насосной №6

ЗАО "ГСР Водоканал" Ввод 2 от РТП-12 6/0,4 кВ РУ-0,4кВ 2 с.ш. ф. 12

Трансформатор тока ТОП-0,66-1 Госреестр №47959-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 200/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Kt.to4h.0,5S/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

6

РУ Насосной №6 ЗАО "ГСР Водоканал" Ввод 1 от РТП-12 6/0,4 кВ РУ-0,4кВ 1 с.ш. ф. 16

Трансформатор тока ТОП-0,66-1 Госреестр №47959-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 200/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Kt.to4h.0,5S/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

7

ТП-13/3 6/0,4 кВ

РУ-0,4 кВ 1 с.ш.

Ввод Т1

Трансформатор тока ТШЛ-0,66-Ш-2 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 400/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Kt.to4h.0,5S/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

8

ТП-13/3 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ 2 с.ш. Ввод Т2

Трансформатор тока ТШЛ-0,66-Ш-2 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 400/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Kt.to4h.0,5S/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

9

РУ Насосной №28 ЗАО "ГСР Водоканал"

Ввод 1 от РТП-3/4 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ

1 с.ш. ф. 11

Трансформатор тока ТШП-0,66 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 600/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Kt.to4h.0,5S/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

1

2

3

4

10

РУ ГЩ АБК

ЗАО "ГСР Водоканал" Ввод от РТП-3/4 6/0,4 кВ

РУ-0,4 кВ 1 с.ш.

ф.10

Трансформатор тока ТОП-0,66-1 Госреестр. №47959-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 200/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр. №36355-07

K.i.to4h.0,5S/1,0

1ном=5 А, Imax=10 А

11

РУ Насосной №44

ЗАО "ГСР Водоканал" Ввод 1 от РТП-3/4 6/0,4 кВ

РУ-0,4 кВ 1 с.ш.ф. 9

Трансформатор тока ТОП-0,66-1 Госреестр. №47959-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 200/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр. №36355-07

K.i.to4h.0,5S/1,0

1ном=5 А, Imax=10 А

12

РУ Насосной №44

ЗАО "ГСР Водоканал" Ввод 2 от РТП-3/4 6/0,4 кВ

РУ-0,4 кВ 2 с.ш.ф.3

Трансформатор тока ТОП-0,66-1 Госреестр. №47959-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 200/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр. №36355-07

K.i.to4h.0,5S/1,0

1ном=5 А, Imax=10 А

13

РУ Насосной №28

ЗАО "ГСР Водоканал" Ввод 2от РТП-3/4 6/0,4 кВ

РУ-0,4 кВ 2 с.ш.ф. 1

Трансформатор тока ТШП-0,66 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 600/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

K.i.to4h.0,5S/1,0

1ном=5 А, Imax=10 А

14

РУ Насосной №7 ЗАО "ГСР Водоканал" Ввод 2 от РТП-11/6 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ 2 с.ш. ф.1

Трансформатор тока ТШП-0,66 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 400/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

K.i.to4h.0,5S/1,0

1ном=5 А, Imax=10 А

15

РУ Насосной№34 ЗАО "ГСР Водоканал" Ввод 2 от РТП-11/6 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ 2 с.ш. ф.3

Трансформатор тока ТОП-0,66-1 Госреестр №47959-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 150/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

K.i.to4h.0,5S/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

16

РУ Насосной№34 ЗАО "ГСР Водоканал" Ввод 1 от РТП-11/6 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ 1 с.ш. ф.18.1

Трансформатор тока ТОП-0,66-1 Госреестр №47959-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 150/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

K.i.to4h.0,5S/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

1

2

3

4

17

РУ Насосной№7

ЗАО "ГСР Водоканал" Ввод 1 от РТП-11/6 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ

1 с.ш. ф.18.2

Трансформатор тока ТШП-0,66 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 400/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

K.i.to4h.0,5S/1,0

1ном=5 А, Imax=10 А

20

ТП-13/6 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ 1 с.ш. ф. 1

Трансформатор тока ТШЛ-0,66-П-1

Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 600/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

I<.i.to4h.0,5S/1,0

1ном=5 А, Imax=10 А

21

ТП-13/6 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ 1 с.ш. ф. 2

Трансформатор тока ТШЛ-0,66-11-1 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 600/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Кл.точн.0^/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

22

ТП-13/6 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ 1 с.ш. ф. 3

Трансформатор тока ТШП-0,66 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 200/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Кл.точн.0^/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

23

ТП-13/6 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ 1 с.ш. ф. 4

Трансформатор тока ТШП-0,66

Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 300/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Кл.точн.0^/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

24

ТП-13/6 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ 1 с.ш. ф. 5

Трансформатор тока ТШП-0,66

Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 250/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Кл.точн.0^/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

25

РТП-3 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ 1 с.ш. панель 2, ф. 3

Трансформатор тока ТШП-0,66 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 300/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Кл.точн.0^/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

1

2

3

4

27

РТП-3 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ 1 с.ш. панель 3, ф.4

Трансформатор тока ТОП-0,66-1 Госреестр №47959-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 150/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

K.i.to4h.0,5S/1,0

1ном=5 А, Imax=10 А

28

РТП-3 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ 2 с.ш. панель 10, ф.10,11

Трансформатор тока ТОП-0,66-1 Госреестр №47959-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 100/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

K.i.to4h.0,5S/1,0

1ном=5 А, Imax=10 А

29

ТП-3/1 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ

1 с.ш. ввод Т1

Трансформатор тока ТШЛ-0,66-Ш-2 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 1000/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

K.i.to4h.0,5S/1,0

1ном=5 А, Imax=10 А

48

РТП-11/2 6 кВ РУ-6 кВ

1 с.ш. яч.№3 КЛ-6 кВ на Н-1 АД 500 кВт

Трансформатор тока ТПК-10 Госреестр №22944-07

Кл.точн. 0,5S Ктт= 100/5

Трансформатор напряжения НАМИ-10-95 УХЛ2 Госреестр №20186-05

Кл.точн. 0,5 Ктн= 6000/5

Счетчик СЭТ-4ТМ.03М.01 Госреестр №36697-12

K.i.to4h.0,5S/1,0

1ном=5 А, Imax=10 А

49

РТП-11/2 6 кВ РУ-6 кВ 2 с.ш. яч.№8 КЛ-6 кВ на Н-2 АД 500 кВт

Трансформатор тока ТПК-10

Г осреестр №22944-07

Кл.точн. 0,5S Ктт= 100/5

Трансформатор напряжения НАМИ-10-95 УХЛ2 Госреестр №20186-05

Кл.точн. 0,5 Ктн= 6000/5

Счетчик СЭТ-4ТМ.03М.01 Госреестр №36697-12

K.i.to4h.0,5S/1,0

1ном=5 А, Imax=10 А

50

ТП-11/9 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ 1 с.ш. Ввод Т1

Трансформатор тока ТШЛ-0,66-Ш-2 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 1000/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

K.i.to4h.0,5S/1,0

1ном=5 А, Imax=10 А

1

2

3

4

51

ТП-11/9 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ 2 с.ш. Ввод Т2

Трансформатор тока ТШЛ-0,66-Ш-2 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 1000/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Kt.to4h.0,5S/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

52

ТП-8/3 6/0,4 кВ

РУ-0,4 кВ

1 с.ш. ф.3

Трансформатор тока ТШЛ-0,66-П-1 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 1000/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Kt.to4h.0,5S/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

53

ТП-8/3 6/0,4 кВ

РУ-0,4 кВ

2 с.ш. ф.2

Трансформатор тока ТШЛ-0,66-П-1 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 1000/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Kt.to4h.0,5S/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

54

ТП-13/1 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ 1 с.ш. Ввод Т1

Трансформатор тока ТШЛ-0,66-П-1 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 1000/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Kt.to4h.0,5S/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

55

ТП-13/1 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ 2 с.ш. Ввод Т2

Трансформатор тока ТШЛ-0,66-П-1 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 1000/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Kt.to4h.0,5S/1,0

Ihom=5 А, Imax=10 А

56

РТП-4 6/0,4 кВ

РУ-0,4 кВ 2 с.ш. яч.№ 3

КЛ-0,4 кВ в ГРЩ1

Трансформатор тока ТШЛ-0,66-П-1 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 1500/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Kt.to4h.0,5S/1,0

Ihom=5 А, Imax=10 А

57

ТП-4/1 6/0,4 кВ

РУ-0,4 кВ 1 с.ш. яч.№ 1

КЛ-0,4 кВ в ГРЩ1

Трансформатор тока ТШЛ-0,66-П-1 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 1500/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Kt.to4h.0,5S/1,0

Ihom=5 А, Imax=10 А

1

2

3

4

58

ТП-4/1 6/0,4 кВ

РУ-0,4 кВ 2 с.ш. яч.№ 6

КЛ-0,4 кВ в ГРЩ2

Трансформатор тока ТШП-0,66 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 500/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Kt.to4h.0,5S/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

61

РТП-9 6/0,4 кВ

РУ-0,4 кВ 1 с.ш. ф. 16

Трансформатор тока ТОП-0,66-1 Госреестр №47959-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 150/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Kt.to4h.0,5S/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

62

РТП-9 6/0,4 кВ

РУ-0,4 кВ 1 с.ш. ф. 17

Трансформатор тока ТОП-0,66-1 Госреестр №47959-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 150/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Kt.to4h.0,5S/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

63

РТП-9 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ 1 с.ш. ф. 18

Трансформатор тока ТШП-0,66 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 400/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Kt.to4h.0,5S/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

64

РТП-9 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ 2 с.ш. ф. 19

Трансформатор тока ТШП-0,66 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 400/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Kt.to4h.0,5S/1,0

Ihom=5 А, Imax=10 А

65

РТП-9 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ 2 с.ш. ф. 25

Трансформатор тока ТОП-0,66-1 Госреестр №47959-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 200/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Kt.to4h.0,5S/1,0

Ihom=5 А, Imax=10 А

66

РТП-9 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ 2 с.ш. ф. 26

Трансформатор тока ТОП-0,66-1 Госреестр №47959-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 200/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Kt.to4h.0,5S/1,0

Ihom=5 А, Imax=10 А

1

2

3

4

67

ТП-6/6 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ 1 с.ш. Ввод Т3

Трансформатор тока ТШЛ-0,66-Ш-2 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 1500/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Кл.точн.0^/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

68

ТП-6/6 6/0,4 кВ РУ-0,4 кВ 2 с.ш. Ввод Т4

Трансформатор тока ТШЛ-0,66-Ш-2 Госреестр №47957-11

Кл.точн. 0,5S Ктт= 1500/5

Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М.16 Госреестр №36355-07

Кл.точн.0^/1,0 1ном=5 А, Imax=10 А

Комплекс измерительно-вычислительный для учета электрической энергии «АльфаЦентр» Госреестр № 44595-10

абсолютная погрешность математической обработки измерительной информации ±1 единица младшего разряда измеренного значения

Устройство сбора и передачи данных УСПД RTU-327 Госреестр № 41907-09

абсолютная погрешность при измерении текущего времени не более ±2 с/сутки

Модуль коррекции времени МКВ-02Ц Госреестр № 44097-10

пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации среза выходного импульса 1 Гц к шкале координированного

времени UTC ±1 с

Примечания:

1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности.

2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, cos фП= 0,9 инд.;

- температура окружающего воздуха (21 - 25) °С;

- относительная влажность воздуха от 30 до 80%;

- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.);

- напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;

- частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

- индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия:

- параметры сети:

- напряжение (0,9 - 1,1) ином;

- ток (0,05 - 1,2) 1ном, 0,5 инд < cos ф □ □ < 0,8 емк;

- температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от 0 до плюс 35 °С; счетчиков электрической энергии 0 до плюс 35 °С;

- относительная влажность воздуха до 98 % при температуре окружающего воздуха 30°С;

- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.);

- напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;

- частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

- индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.

5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии и по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной энергии;

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений -за весь срок эксплуатации системы.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа.

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации АИИС КУЭ принтером.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 5.

Таблица 5 - Комплект поставки средства измерений

Обозначение

Наименование

Количество

1

2

3

ТШП-0,66

Трансформаторы тока

39

ТОП-0,66

Трансформаторы тока

39

ТШЛ-0,666

Трансформаторы тока

45

ТПК-10

Трансформаторы тока

6

НАМИ-10/95

Трансформаторы напряжения

2

ПСЧ-4ТМ.05М.16

Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные

41

СЭТ-4ТМ.03М.01

Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные

2

ИКК

Испытательная клемная коробка

43

RTU-327-E1-B04-M04

Устройство сбора и передачи данных

1

HP DL 120G7

Сервер БД ЦСОД

1

МКВ-02Ц

Модуль коррекции времени

1

APC Smart UPS 2200

Источник бесперебойного питания сервера БД

1

1

2

3

HP V1900-8G Switch, JD865A

Коммутатор Ethernet

1

D-Link KVM-121

KVM-переключатель

1

IRZ MC55iT

Терминал сотовой связи

2

RUH2

3G-роутер с антенной и блоком питания

17

ПО AC_SE «АльфаЦентр»

Прикладное программное обеспечение

1

AC ДЗ XML

Программный модуль ПО «АльфаЦентр» для формирования XML-отчетов

1

ПО AC_Laptop

Программное обеспечение для автономного сбора данных со счетчиков, с руководством по эксплуатации

1

ИЦ 2016РД-12.02 ЭСУ.МИ-1

Методика измерений

1

ИЦ 2016РД

12.02ЭСУ.ПФ

Паспорт-формуляр

1

Паспорта-протоколы ИИК

43

Поверка

осуществляется по документу ИЭС 1945РД-13.01.МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ЗАО «Ижора-Энергосбыт» 2-ой очереди. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 27.03.2013 г.

Основные средства поверки:

- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

- для «АльфаЦЕНТР» - по документу ДЯИМ.466453.007 МП «Комплексы измерительновычислительные для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

- для МКВ-02Ц - по документу «МС2.000.009 МП;

- для RTU-327 по документу ДЯИМ.466215.007 МП;

Радиосервер точного времени, принимающий сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 40586-12).

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиосервером РСТВ-01.

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

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

Сведения о методах измерений

Измерения производятся в соответствии с документом: ИЦ 2016РД-12.02 ЭСУ.МИ-1 «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Ижора-Энергосбыт» 2-ой очереди, аттестована ФГУП ВНИИМ им.Д.И. Менделеева. Свидетельство об аттестации № 761/2203-(01.00250)-2016.

Нормативные документы

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

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

Развернуть полное описание