Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ПСЗ "Янтарь" Нет данных. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ПСЗ "Янтарь" Нет данных

Основные
Тип Нет данных
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 650 п. 34 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 ОАО «ПСЗ «Янтарь» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности), отпускаемой потребителям ОАО «Прибалтийский судостроительный завод «Янтарь», г. Калининград, а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), ОАО «АТС», «СО-ЦДУ «ЕЭС» и др. (далее - внешние пользователи).

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• измерение 30-минутных приращений активной (реактивной) электроэнергии (мощности);

• периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

• хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

• передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;

• предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);

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

• диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Метод измерения электроэнергии (мощности). Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. 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. (Умножение на коэффициенты трансформации осуществляется в сервере).

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейсу RS 485 или по радиоканалу и далее через локальную сеть поступает на вход сервера опроса и баз данных (IBM PC совместимый компьютер), где осуществляется автоматизированный сбор, обработка (вычисление электроэнергии и мощности), накопление, формирование и хранение,

Всего листов 13 оформление справочных и отчетных документов, отображение результатов измерений и передача накопленных данных по каналу связи (On Line Internet) вышестоящим и внешним пользователям (ОАО «АТС», СО-СДУ ЕЭС и др.). Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям, отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макета 80020 в формате XML.

АИИС КУЭ состоит из 2 уровней.

1-й уровень включает в себя 19 измерительно-информационных точек учета (ИИК ТУ) в составе:

• измерительные трансформаторы тока (ТТ) ТОЛ-10, ТШП-0,66, класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001;

• измерительные трансформаторы напряжения (ТН) ЗНОЛП-6, класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001;

• вторичные измерительные цепи тока и напряжения;

• счетчики электрической энергии многофункциональные (счетчики) ПСЧ-4ТМ.05М активной и реактивной энергии, класса точности 0,5S/1,0 по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425;

2-й уровень - уровень измерительно-вычислительного комплекса с функциями комплекса электроустановки (ИВК с функциями ИВКЭ) в составе:

• сервер, реализованный на основе промышленного компьютера с IBM PC - совместимой платформой в серверном исполнении;

• каналы связи: с 1 уровнем - локальная сеть Ethernet, с внешними пользователями - On Line Internet;

• коммуникационное и модемное оборудование для обмена данными со счетчиками (преобразователь интерфейса RS-485, радиомодемы «Спектр 433»);

• технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа;

• АРМ диспетчера, пользователей (1 экз);

• цепи и устройства питания (Ippon Smart Winner 3000ВА).

Подсистема коррекции времени в составе:

• блоки синхронизации и связи КСС-11 в комплекте с GPS приемником BR-355.

ИИК ТУ, ИВК с функциями ИВКЭ и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ

В АИИС КУЭ предусмотрена система синхронизации единого времени (СОЕВ). Синхронизация часов производится от эталона, в качестве которого выступает GPS приемник.

Блок синхронизации и связи счетчиков КСС-11 в комплекте с GPS приемником BR-355 (далее - блок КСС-11) преобразует сигнал со спутникового приемника в протокол широковещательного запроса на синхронизацию внутренних часов счетчиков 1 раз в сутки. Условием корректировки внутренних часов счетчиков служит прием блоком КСС-11 сигналов точного времени со спутниковой антенны GPS и отсутствие признака корректировки часов счетчиков в течение текущих суток.

Часы ИВК с функциями ИВКЭ синхронизируются каждые 30 минут от любого счетчика, в котором на момент опроса была произведена корректировка.

От сервера в автоматическом режиме производится каждые 30 минут синхронизация часов АРМ.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ± 5 с /сут.

Программное обеспечение

-     Специализированное ПО «Энфорс АСКУЭ» и ПО «Энфорс Энергия 2+»

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Наименование ПО

Наименование программного модуля (идентификационное наименование ПО)

Наименование файла

Номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

1

2

3

4

5

6

ПО «Энфорс АСКУЭ»

Администрирование программного комплекса (C:\Program Files\Enforce\ASKUE)

EnfAdmin.exe

2.3.23

f8197a111ba0c8579f

67ec2bf1c198e5

MD5

Оперативный контроль

NewOpcon.exe

98fc8cdd9d642624da ebe324f31f59e3

Отчеты

NewReports.exe

6edf8b590cd3aadf17 e62bc5b4f63126

Ручная обработка данных

DataProc.exe

5da292d5daa85d29ef

540625f3562458

Ручной и автоматический ввод данных

NewMEdit.exe

46951a1b6f7bc95dcc

7ef9de04d9d732

Формирование макетов 80020 xml

M80020.exe

ce7bb2858a21dff28b 925816a3a1dda0

Формирование макетов 51070 xml

NewM51070.exe

63d44b869d8f03b7fe 1c41f131e9695c

Формирование макетов 80040 и 80050 xml

M80050.exe

612e20fbd0684ea519

8e150d17e5ab47

Формирование макетов АСКП

Enf_ASKP.exe

73da93a3eeb445b7f3

5c4937dbd85320

Загрузка макетов 80020 xml

M80020_imp.exe

7fc7b8b089484802b2

39b0d2e2ef4c96

Перевод присоединений на обходные выключатели

Obhod.exe

3f46f7031a9c92da0fb abcc9a5666750

Торговый график

Tradegr.exe

4a320234f37eedbb94

41f71dacbe6462

Расчет вычисляемых показателей

Calc_Formula.exe

ced70f330d11fd08bd fe91f4f729386e

Настройка подключения к БД

Enflogon.exe

73148d7f83a14a9ab5 f03561085cff9b

ПО «Энфорс Энергия 2+»

Сборщик (C:\Program Files \Энфорс Энергия 2+)

Collector_oracle.e xe

2.0

01b520cf1826f59d28

6516f53b9544a3

Администратор

Admin2.exe

01ec3094814700d9f8

42727a1338d1d5

Оперативный контроль по 3-х минутным интервалам

Opcon2.exe

41808f02efdb282cf5

12cc8b5f3d4b77

Отчеты

Reports2.exe

ae0d33f062c4c76250

eabed23dbfa2a7

Лист № 4

Всего листов 13

Программное обеспечение имеет уровень защиты С от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.

Организация защиты от несанкционированного доступа. В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков, информационных цепей.

Технические характеристики

Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2, которая содержит перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ, их метрологических характеристик с указанием наименования присоединений.

В таблице 3 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.

Таблица 2 - Перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ и их характеристики.

ИК

Средство измерений

Ктт •Ктн •Ксч

Наименование измеряемой величины

№ ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации № Госреестра СИ

Обозначение, тип

Заводской номер

1

2

3

4

5

6

7

I—

ТП-27 РУ-6 кВ яч.22 ПСЗ "Янтарь" В-2-47

ТТ

КТтт 0,5; Ктт 400/5 № 7069-07

А

ТОЛ-10

58486

О о 00

Ток первичный, I1

С

ТОЛ-10

59056

ТН

КТтн 0,5 Ктн 6000/100 № 46738-11

А

ЗНОЛП-6

2007968

Напряжение первичное,

U1

В

ЗНОЛП-6

2007927

С

ЗНОЛП-6

2007962

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имп/кВт( кваргч

ПСЧ-4ТМ.05М.12

0606121371

Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,

U

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq Календарное время

сч

ТП-27 РУ-6 кВ яч.23 ПСЗ "Янтарь" В-2

48

ТТ

КТтт 0,5; Ктт 400/5 № 7069-07

А

ТОЛ-10

59054

о о 00

Ток первичный, I1

С

ТОЛ-10

59057

ТН

КТтн 0,5 Ктн 6000/100 № 46738-11

А

ЗНОЛП-6

2008041

Напряжение первичное,

U1

В

ЗНОЛП-6

2007212

С

ЗНОЛП-6

2007931

1

2

3

4

5

6

7

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имв/кВт( кваррч

ПСЧ-4ТМ.05М.12

0606121380

Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq Календарное время

r-1

ТП-47 РУ-6 кВ яч.2 ПСЗ "Янтарь"

В-2-30

ТТ

КТтт 0,5; Ктт 800/5 № 7069-07

А

ТОЛ-10

58391

9600

Ток первичный, I1

С

ТОЛ-10

58393

ТН

КТтн 0,5 Ктн 6000/100 № 46738-11

А

ЗНОЛП-6

2008194

Напряжение первичное,

U1

В

ЗНОЛП-6

2007926

С

ЗНОЛП-6

2008173

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имв/кВт( кваррч

ПСЧ-4ТМ.05М.12

0606121300

Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq Календарное время

ТП-47 РУ-6 кВ яч.9 ПСЗ "Янтарь"

В-2-31

ТТ

КТтт 0,5; Ктт 800/5 № 7069-07

А

ТОЛ-10

57876

9600

Ток первичный, I1

С

ТОЛ-10

58037

ТН

КТтн 0,5 Ктн 6000/100 № 46738-11

А

ЗНОЛП-6

2008043

Напряжение первичное,

U1

В

ЗНОЛП-6

2007815

С

ЗНОЛП-6

2007930

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имв/кВт( кваррч

ПСЧ-4ТМ.05М.12

0606121387

Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq Календарное время

ТП-47 РУ-6 кВ яч.24 «Автотор»

ТТ

КТтт 0,5; Ктт 400/5 № 7069-07

А

ТОЛ-10

58514

О о 00

Ток первичный, I1

С

ТОЛ-10

51019

ТН

КТтн 0,5 Ктн 6000/100 № 46738-11

А

ЗНОЛП-6

2008405

Напряжение первичное,

U1

В

ЗНОЛП-6

2008410

С

ЗНОЛП-6

2008241

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имв/кВт( кваррч

ПСЧ-4ТМ.05М.12

0606121308

Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq Календарное время

40

ТП-47 РУ-0,4 кВ ф.«Балт иктоп»

ТТ

КТтт 0,5;

Ктт 200/5 № 15173-06

А

ТШП-0,66

2105043

40

Ток первичный, I1

В

ТШП-0,66

2105047

С

ТШП-0,66

2105584

1

2

3

4

5

6

7

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имв/кВт( кваррч

ПСЧ-4ТМ.05М.16

0611120386

Ток вторичный, I2 Напряжение первичное, U1

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

ТП-7 РУ-6 кВ яч.10 ПСЗ "Янтарь"

В-2-15

ТТ

КТтт 0,5; Ктт 600/5 № 7069-07

А

ТОЛ-10

54292

7200

Ток первичный, I1

С

ТОЛ-10

58594

ТН

КТтн 0,5 Ктн 6000/100 № 46738-11

А

ЗНОЛП-6

2008373

Напряжение первичное, U1

В

ЗНОЛП-6

2008344

С

ЗНОЛП-6

2008418

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имв/кВт( кваррч

ПСЧ-4ТМ.05М.12

0606121311

Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,

U

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq Календарное время

00

ЦРТП РУ-6кВ яч. 15 ПСЗ "Янтарь" В-2-04

ТТ

КТтт 0,5; Ктт 800/5 № 7069-07

А

ТОЛ-10

57874

9600

Ток первичный, I1

С

ТОЛ-10

57875

ТН

КТтн 0,5 Ктн 6000/100 № 46738-11

А

ЗНОЛП-6

2008230

Напряжение первичное, U1

В

ЗНОЛП-6

2008320

С

ЗНОЛП-6

2008411

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имв/кВт( кваррч

ПСЧ-4ТМ.05М.12

0606121351

Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное,

U

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq Календарное время

o>

ТП-13 РУ-0,4 кВ ф. ТЭЦ

ТТ

КТтт 0,5;

Ктт 200/5 № 15173-06

А

ТШП-0,66

2107076

40

Ток первичный, I1

В

ТШП-0,66

2105598

С

ТШП-0,66

2105586

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имв/кВт( кваррч

ПСЧ-4ТМ.05М.16

0611120497

Ток вторичный, I2 Напряжение первичное, U1

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq Календарное время

о I—-4

ТП-13 РУ-0,4 кВ ф .«Балтстройтранс»

ТТ

КТтт 0,5;

Ктт 200/5 № 15173-06

А

ТШП-0,66

2106402

40

Ток первичный, I1

В

ТШП-0,66

2106403

С

ТШП-0,66

2107070

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имв/кВт( кваррч

ПСЧ-4ТМ.05М.16

0611120384

Ток вторичный, I2 Напряжение первичное, U1

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq Календарное время

I—-4

О & й еч £ с

ТТ

КТтт 0,5; Ктт 400/5

А

ТШП-0,66

2089421

О 00

Ток первичный, I1

В

ТШП-0,66

2089369

1

2

3

4

5

6

7

№ 15173-06

С

ТШП-0,66

2089408

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имп/кВт( кваргч

ПСЧ-4ТМ.05М.16

0611120414

Ток вторичный, I2 Напряжение первичное, U1

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

сч I—-ч

Сборка-13 РУ-0,4 кВ ф.ТЭЦ

ТТ

КТтт 0,5; Ктт 200/5 № 15173-06

А

ТШП-0,66

2106429

40

Ток первичный, I1

В

ТШП-0,66

2105605

С

ТШП-0,66

2105068

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 имп/кВт( кваргч

ПСЧ-4ТМ.05М.16

0611120463

Ток вторичный, I2 Напряжение первичное, U1

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq Календарное время

I—-ч

ТП-91 РУ-0,4 кВ ф.«Балтиктоп»

ТТ

КТтт 0,5; Ктт 200/5 № 15173-06

А

ТШП-0,66

2107052

40

Ток первичный, I1

В

ТШП-0,66

2107061

С

ТШП-0,66

2106404

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 им|[/к'Вт( кваррч

ПСЧ-4ТМ.05М.16

0611120435

Ток вторичный, I2 Напряжение первичное, U1

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq Календарное время

I—-ч

ТП-91 РУ-0,4 кВ ф.«Автотор»

ТТ

КТтт 0,5;

Ктт 400/5 № 15173-06

А

ТШП-0,66

2107414

О 00

Ток первичный, I1

В

ТШП-0,66

2107399

С

ТШП-0,66

2107405

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000 им|[/к'Вт( кваррч

ПСЧ-4ТМ.05М.16

0608120139

Ток вторичный, I2 Напряжение первичное, U1

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq Календарное время

I—

ТП-26 РУ-0,4 кВ пан.6 ф.«Марвел»

ТТ

КТтт 0,5;

Ктт 400/5 № 15173-06

А

ТШП-0,66

2107420

о 00

Ток первичный, I1

В

ТШП-0,66

2107394

С

ТШП-0,66

2107392

Счетчик

КТтт 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000имп/кВт( кваррч

ПСЧ-4ТМ.05М.16

0611120400

Ток вторичный, I2 Напряжение первичное, U1

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq Календарное время

I—

ТТ

КТтт 0,5; Ктт 400/5

А

ТШП-0,66

2107419

о 00

Ток первичный, I1

В

ТШП-0,66

2089846

1 1             2

3

4

5

6

7

№ 15173-06

С

ТШП-0,66

2107425

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000имп/кВт(квар)л

ПСЧ-4ТМ.05М.16

0611120487

Ток вторичный, I2 Напряжение первичное, U1

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

I—

ТП-26 РУ-0,4 кВ пан. 11 ф.«Марвел»

ТТ

КТтт 0,5; Ктт 400/5 № 15173-06

А

ТШП-0,66

2107409

О ОО

Ток первичный, I1

В

ТШП-0,66

2107424

С

ТШП-0,66

2107400

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000имп/кВт(квар)л

ПСЧ-4ТМ.05М.16

0611120442

Ток вторичный, I2

Напряжение первичное,

U1

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq Календарное время

00

I—

ТП-26 РУ-0,4 кВ пан. 12 ф.«Марвел»

ТТ

КТтт 0,5; Ктт 400/5 № 15173-06

А

ТШП-0,66

2089871

о ОО

Ток первичный, I1

В

ТШП-0,66

2107398

С

ТШП-0,66

2090030

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000имп/кВт(квар)л

ПСЧ-4ТМ.05М.16

0611120393

Ток вторичный, I2 Напряжение первичное, U1

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq Календарное время

I—

ТП-26 РУ-0,4 кВ пан.6 ф.« Автотор»

ТТ

КТтт 0,5; Ктт 200/5 № 15173-06

А

ТШП-0,66

2106425

40

Ток первичный, I1

В

ТШП-0,66

2105042

С

ТШП-0,66

2105577

Счетчик

КТсч 0,5S/1,0 Ксч 1 № 36355-07 Передаточное число 5000имп/кВт(квар)л

ПСЧ-4ТМ.05М.16

0611120415

Ток вторичный, I2 Напряжение первичное, U1

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, Wq Календарное время

КТ-класс точности средства измерений.

Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии.

Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока.

Ктн - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ, ТН на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть

Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК АИИС КУЭ 8wp/8Wq активной/реактивной электроэнергии (мощности) для рабочих условий эксплуатации при доверительной вероятности 0,95

Swp, %

№ ИК

КТтт

КТтн

КТсч

Значение cos ф

5 %< I/In<20%

W p 5%< W p< W p 20 %

20%<I/In<100%

WP20 % <WP<WP100 %

100%< I/In< 120%

WP100 % <WP< WP120 %

1-4, 5,7,8

0,5

0,5

0,5s

1,0

±2,2

±1,3

±1,2

0,8

±3,1

±1,8

±1,5

0,5

±5,6

±3,1

±2,5

6, 9-19

0,5

-

0,5s

1,0

±2,1

±1,2

±1,0

0,8

±3,0

±1,7

±1,3

0,5

±5,4

±2,9

±2,1

Swq, %

№ ИК

КТтт

КТтн

КТсч

Значение cos ф (sin ф)

5 %< I/In<20%

WQ 5 %< WQ<WQ20 %

20%<I/In<100%

WQ20 % <WQ<WQ100 %

100%< I/In< 120%

WQ100 % <WQ< WQ120 %

1-4, 5,7,8

0,5

0,5

1,0

0,8(0,6)

±4,8

±3,2

±2,8

0,5(0,87)

±3,1

±2,6

±2,4

6, 9-19

0,5

-

1,0

0,8(0,6)

±4,9

±3,1

±2,6

0,5(0,87)

±3,4

±2,5

±2,3

I/In - значение первичного тока в сети в процентах от номинального

WP5 %(WQ5) - WP120 %(WQ120 %) - значения электроэнергии при соотношении I/In равном от 5 до 120%

Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:

Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и эксплуатационной документации

Трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и эксплуатационной документации

Счётчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425- 2005

Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ

Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин

Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала

Счетчики

тт

тн

Сила переменного тока, А

от I2 мин до I2 макс

от 11мин до 1,2 11ном

_

Напряжение переменного тока, В

от 0,8 U2ном до 1,15 U2ном

_

от 0,9 U1 ном до 1,1 U1 ном

Коэффициент мощности (cos ф)

0,5 инд; 1,0; 0,8 емк

0,8 инд; 1,0

0,8 инд ;1,0

Частота, Гц

от 47,5 до 52,5

от 47,5 до 52,5

от 47,5 до 52,5

Температура окружающего воздуха, °С

-По ЭД

- Рабочие (в помещении П/С)

от минус 40 до плюс 60

от плюс 5 до плюс 35

от минус 50 до плюс 45

от плюс 5 до плюс 35

от минус 50 до плюс 45

от плюс 5 до плюс 35

Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл

не более 0,5

_

_

Мощность вторичной нагрузки ТТ (при еС8ф2 =0,8 инд)

_

от 0,25S2ном до 1,0S2ном

_

Мощность нагрузки ТН (при еС8ф2 =0,8 инд)

_

_

от 0,25 Sном до 1,0 Sном

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Параметры надежности трансформаторов тока:

• среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,

• срок службы, не менее 25 лет

Параметры надежности трансформаторов напряжения:

• среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,

• срок службы, не менее 25 лет

Параметры надежности счётчиков электроэнергии:

• среднее время наработки на отказ не менее 90000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 24 ч;

• срок службы, не менее 30 лет

Параметры надежности сервера:

• коэффициент готовности не менее 0,99,

• среднее время наработки на отказ не менее 100000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.

Параметры надежности СОЕВ:

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• среднее время восстановления работоспособности не более 48 ч;

• блок синхронизации срок службы, не менее 25 лет

Параметры надежности каналообразующей аппаратуры (модемы и т.п.):

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.;

• среднее время наработки па отказ не менее 30000 ч.

Параметры надежности каналов передачи данных:

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• скорость передачи данных 9600 бит/с.

Параметры надежности блока КСС-11:

• среднее время наработки па отказ не менее 100000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч;

• срок службы, не менее 25 лет

Надежность системных решений:

• наличие на сервере аппаратных средств резервирования информации (RAID 5);

• резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событий: в журнале событий счётчика:

• параметрирования;

• пропадания напряжения;

• коррекции времени в счетчике

Регистрация событии: в журнале событий сервера:

• параметрирования;

• пропадания напряжения;

• коррекции времени в сервере.

Контроль полноты и достоверности результатов и состояния средств измерений.

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• выходных клемм трансформаторов тока и напряжения;

• электросчётчика;

• промежуточных клеммников вторичных цепей;

• сервера

Защита информации на программном уровне:

• установка пароля на счетчик;

• установка пароля на сервере.

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• сервер - суточные данные о 30-ти приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 3,5 года (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3,5 года;

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

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 2 и определяется проектной документацией на систему

В комплект поставки также входит:

• формуляр-паспорт НСЛГ.466646.021 ПФ

• руководство пользователя НСЛГ.466646.021 ИЗ

• инструкции по формированию и ведению базы данных НСЛГ.466646.021 И4;

• инструкции по эксплуатации АИИС НСЛГ.466646.021 ИЭ;

• технологическая инструкция НСЛГ.466646.021 И2

• руководство по эксплуатации на счётчик ПСЧ-4ТМ.05М ИЛГШ.411152.126 РЭ;

• паспорта на счётчики ИЛГШ.411152.146;

• методика поверки

Поверка

осуществляется по документу МП 53937-13  «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Открытого акционерного общества «Прибалтийский судостроительный завод «Янтарь» (АИИС КУЭ ОАО «ПСЗ «Янтарь»). Методика поверки». Методика разработана и утверждена ГЦИ СИ ФБУ «Воронежский ЦСМ» в апреле 2013 г., входит в комплект документации на систему.

Таблица 5-Основные и вспомогательные СИ, применяемые при поверке АИИС КУЭ

Наименование эталонов, вспомогательных СИ

Тип

Основные требования к метрологическим характеристикам

Цель использования

1

2

3

4

1. Термометр

ТП 22

ЦД 1 °С в диапазоне от минус 30 до плюс 50 °С

Контроль температуры окружающей среды

2. Барометр-анероид

БАММ 1

Атм. давление 80-106 кПа

Отн. погрешность ± 5%

Контроль атмосферного давления

3. Психрометр

М-4М

КТ 2,0

Контроль относительной влажности

4 Миллитесламетр

МПМ-2

ПГ ± 7,5 %

Измерение напряженности магнитного поля

5.Измеритель показателей качества электрической энергии

Ресурс-UF2M

КТ 0,2    (напряжение

гармоник)

Измерение      показателей      качества

электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97

6. В ольтамперфазометр

ПАРМА ВАФ-Т

КТ 0,5

Напряжение 0-460 В

Ток 0-6 А

Частота 45-65 Гц

Фазовый угол от минус 180 до 180 град.

Измерение напряжения, тока, частоты, угла сдвига фаз между напряжением и током

7. Прибор сравнения

КНТ-03

1,999 ВА;

19,99 ВА;

199,9 ВА

ПГ ±0,003 ВА

ПГ ±0,03 ВА

ПГ ±0,3 ВА

Измерение полной мощности вторичной нагрузки ТТ

8. Радиочасы

МИР РЧ-01

Использование сигнала точного времени

9. Секундомер

СОСпр-1

0-30 мин., цена деления 0,1 с

При определении погрешности хода часов

Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми МХ Средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003 и (или) по ГОСТ 8.216-2011.

Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.

Средства поверки многофункциональных счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.

Сведения о методах измерений

Методика измерений содержится в документе «Методика измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «ПСЗ «Янтарь». Методика измерений аттестована ФБУ «Воронежский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 44/12-01.00272-2013 от 15.04.2013 г.

Нормативные документы

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.

Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S».

ГОСТ Р 52425-2005«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.

Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

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

МИ 2439-97 ГСИ. Метрологические характеристики измерительных систем. Номенклатура. Принципы регламентации, определения и контроля.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание