Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Энергосбыт-Центр"
- ООО "Энергоучет", г.Воронеж
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:51777-12
- 23.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Энергосбыт-Центр"
Основные | |
Тип | |
Год регистрации | 2012 |
Дата протокола | Приказ 1044 п. 44 от 20.11.2012 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Номер сертификата | 48771 |
Срок действия сертификата | .. |
Страна-производитель | Россия |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Энергосбыт-Центр» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности), отпускаемой потребителям ООО «Энергосбыт-Центр» г. Липецк, 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 проводной связи поступает по коммутируемому каналу связи GSM на вход сервера опроса и сервера баз данных (IBM PC совместимый компьютер), где осуществляется автоматизированный сбор, обработка (вычисление электроэнергии и мощности), накопление, формирование и хранение, оформление справочных и отчетных документов, отображение результатов измерений и передача накопленных данных по каналам связи (основной - On Line Internet канал; резервный - GSM) вышестоящим и внешним пользователям (ОАО «АТС», СО-СДУ ЕЭС и др.). Коммерческая информация, пе-
редаваемая 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 - 19 измерительно-информационных точек учета (ИИК ТУ) в составе:
• измерительные трансформаторы тока (ТТ) типа ТПОЛ-10, ТВК-10, ТОЛ-10 класса точности 0,5, ТОЛ-10-1 класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001;
• измерительные трансформаторы напряжения (ТН) типа НТМИ-10-66, НТМИ-6, НТМИ-6-66, НАМИ-10-95УХЛ2, ЗНОЛ.06-10УЗ, НАМИТ-10-2УХЛ2 класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001;
• счетчики электроэнергии (счетчики) многофункциональные микропроцессорные с цифровыми выходными интерфейсами и оптическим портом по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005 (реактивная энергия) типа СЭТ-4ТМ.03М.01 и СЭТ-4ТМ.03.01 класса точности 0,5S/1,0 и СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S/0,5;
• вторичные цепи;
• технические средства СОЕВ - блоки синхронизации и связи КСС-11 в комплекте с GPS приемником BR-355;
• каналы связи со 2 уровнем - GSM коммутируемый канал.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс с функциями комплекса электроустановки (ИВК с функциями ИВКЭ) в составе:
• сервер, реализованный на основе промышленного компьютера с IBM PC - совместимой платформой в серверном исполнении ;
• технические средства приёма-передачи данных - модем (GSM);
• технические средства СОЕВ - GPS приемник BR-355
• каналы связи между ИВК и внешними пользователями - основной (выделенный канал связи до сети провайдера Интернет) и резервный (канал связи GSM);
• источник бесперебойного питания (APS Smart-UPS SUA1000I USB).
• технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа;
• АРМ диспетчера, пользователей (1 экз).
ИИК ТУ, ИВК с функциями ИВКЭ и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ
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 | f8197a111ba0c8579f6 7ec2bf1c198e5 | MD5 |
Оперативный контроль | NewOpcon.exe | 98fc8cdd9d642624dae be324f31f59e3 | |||
Отчеты | NewReports.exe | 6edf8b590cd3aadf17e 62bc5b4f63126 | |||
Ручная обработка данных | DataProc.exe | 5da292d5daa85d29ef5 40625f3562458 | |||
Ручной и автоматический ввод данных | NewMEdit.exe | 46951a1b6f7bc95dcc7 ef9de04d9d732 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
ПО «Энфорс АСКУЭ» | Формирование макетов 80020 xml | M80020.exe | ce7bb2858a21dff28b9 25816a3a1dda0 | ||
Формирование макетов 51070 xml | NewM51070.exe | 63d44b869d8f03b7fe1 c41f131e9695c | |||
Формирование макетов 80040 и 80050 xml | M80050.exe | 612e20fbd0684ea5198 e150d17e5ab47 | |||
Формирование макетов АСКП | Enf_ASKP.exe | 73da93a3eeb445b7f35 c4937dbd85320 | |||
Загрузка макетов 80020 xml | M80020_imp.exe | 7fc7b8b089484802b23 9b0d2e2ef4c96 | |||
Перевод присоединений на обходные выключатели | Obhod.exe | 3f46f7031a9c92da0fba bcc9a5666750 | |||
Торговый график | Tradegr.exe | 4a320234f37eedbb944 1f71dacbe6462 | |||
Расчет вычисляемых показателей | Calc_Formula.exe | ced70f330d11fd08bdfe 91f4f729386e | |||
Настройка подключения к БД | Enflogon.exe | 73148d7f83a14a9ab5f 03561085cff9b | |||
ПО «Энфорс Энергия 2+» | Сборщик (C:\Program Files \Энфорс Энергия 2+) | Collector_oracle.exe | 2.0 | 01b520cf1826f59d286 516f53b9544a3 | |
Администратор | Admin2.exe | 01ec3094814700d9f84 2727a1338d1d5 | |||
Оперативный контроль по 3-х минутным интервалам | Opcon2.exe | 41808f02efdb282cf51 2cc8b5f3d4b77 | |||
Отчеты | Reports2.exe | ae0d33f062c4c76250e abed23dbfa2a7 |
Программное обеспечение имеет уровень защиты С от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ состоит из блоков синхронизации времени счетчиков КСС-11 в комплекте с GPS приемником BR-355, установленных на каждом энергообъекте, а также GPS приемника BR-355, установленного на сервере АИИС КУЭ. Блок КСС-11 предназначен для согласования работы интерфейсов RS-232C; RS-485 и преобразования сигнала со спутникового приемника в протокол широковещательного запроса на синхронизацию времени счетчиков.
Блок КСС-11 производит коррекцию времени счетчиков 1 раз в сутки с точностью ±2 с/сут. Условием корректировки времени в счетчиках служит прием блоком КСС-11 сигналов точного времени со спутниковой антенны GPS и отсутствие признака корректировки времени в счетчиках в течение текущих суток.
Коррекция времени в ИВК с функциями ИВКЭ (сервере) производится 1 раз в сутки от GPS приемника с точностью ±2 с/сут. От таймера сервера в автоматическом режиме производится периодическая подстройка таймеров АРМ АИИС КУЭ.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ±5 с/сут.
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 ИК АИИС КУЭ, наименования объекта учета и присоединения, вид СИ в составе ИК, метрологические и технические характеристики СИ.
В таблицах 3 и 4 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 присоединения | Вид СИ, класс точности1, коэффициент трансформации2, № Госреестра СИ | Обозначение, тип | Заводской номер | |||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | |||
1 | ПС 110/35/10/6 кВ "Гидрооборудование" яч.1 10кВ | ТТ | КТтт=0,5; Ктт=600/5 № 1261-59 | А | ТПОЛ-10 | 1947 | О о о сч | Ток первичный, I1 | |
С | ТПОЛ-10 | 14591 | |||||||
ТН | КТтн=0,5 Ктн=10000/100 № 20186-00 | А В С | НАМИ-10- 95УХЛ2 | 1461 | Напряжение первичное, U1 | ||||
Счетчик | KTc4=0,5S/1,0 Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 812114356 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | |||||
2 | ПС 110/35/10/6 кВ "Гидрооборудование" яч.47 10кВ | ТТ | КТтт=0,5; Ктт=600/5 № 1261-59 | А | ТПОЛ-10 | 12134 | О о о сч | Ток первичный, I1 | |
С | ТПОЛ-10 | 27666 | |||||||
ТН | КТтн=0,5 Ктн=10000/100 № 831-69 | А В С | НТМИ-10-66 | ПНВА | Напряжение первичное, U1 | ||||
Счетчик | KTc4=0,5S/1,0 Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 812114032 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | |||||
3 | ПС 110/35/10/6 кВ "Гидрооборудование" яч.28 6кВ | ТТ | КТтт=0,5; Ктт=1000/5 № 1261-59 | А | ТПОЛ-10 | 14089 | О о о сч | Ток первичный, I1 | |
С | ТПОЛ-10 | 13057 | |||||||
ТН | КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 20186-00 | А В С | НАМИ-10- 95УХЛ2 | 515 | Напряжение первичное, U1 | ||||
Счетчик | KTc4=0,5S/1,0 Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 812114094 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | |||||
4 | ПС 110/35/10/6 кВ "Гидрооборудование" яч.8 6кВ | ТТ | КТтт=0,5; Ктт=600/5 № 1261-59 | А | ТПОЛ-10 | 20398 | О о ГЧ | Ток первичный, I1 | |
С | ТПОЛ-10 | 20385 | |||||||
ТН | КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 20186-00 | А В С | НАМИ-10- 95УХЛ2 | 430 | Напряжение первичное, U1 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
ПС 110/35/10/6 кВ "Гидрооборудование" яч.8 6кВ | Счетчик | КТсч=0,58/1,0 Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 812110268 | 7200 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||
5 | РП 10 кВ "Завод" яч.11 | ТТ | KTtt=0,2S; Ктт=150/5 № 15128-07 | А | ТОЛ-10-1 | 22661 | О о о | Ток первичный, Ij |
В | ТОЛ-10-1 | 22664 | ||||||
С | ТОЛ-10-1 | 22655 | ||||||
ТН | КТтн=0,5 Ктн=10000/100 № 3344-08 | А | ЗНОЛ.06-10У3 | 1003865 | Напряжение первичное, U1 | |||
В | ЗНОЛ.06-10У3 | 1003861 | ||||||
С | ЗНОЛ.06-10У3 | 1003816 | ||||||
Счетчик | KTc4=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М | 802110625 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
6 | РП 10 кВ "Завод" яч.3 | ТТ | KTtt=0,2S; Ктт=150/5 № 15128-07 | А | ТОЛ-10-1 | 22652 | о о о | Ток первичный, I1 |
В | ТОЛ-10-1 | 17066 | ||||||
С | ТОЛ-10-1 | 17316 | ||||||
ТН | КТтн=0,5 Ктн=10000/100 № 3344-08 | А | ЗНОЛ.06-10У3 | 1003865 | Напряжение первичное, U1 | |||
В | ЗНОЛ.06-10У3 | 1003861 | ||||||
С | ЗНОЛ.06-10У3 | 1003816 | ||||||
Счетчик | KTc4=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М | 808101275 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
7 | РП 10 кВ "Завод" яч.4 | ТТ | KTtt=0,2S; Ктт=150/5 № 15128-07 | А | ТОЛ-10-1 | 22651 | о о о | Ток первичный, Ij |
В | ТОЛ-10-1 | 22650 | ||||||
С | ТОЛ-10-1 | 22649 | ||||||
ТН | КТтн=0,5 Ктн=10000/100 № 3344-08 | А | ЗНОЛ.06-10У3 | 1003867 | Напряжение первичное, U1 | |||
В | ЗНОЛ.06-10У3 | 1003869 | ||||||
С | ЗНОЛ.06-10У3 | 1003868 | ||||||
Счетчик | KTc4=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М | 812105179 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
8 | РП 10 кВ "Завод" яч.12 | ТТ | KTtt=0,2S; Ктт=150/5 № 15128-07 | А | ТОЛ-10-1 | 17065 | о о о | Ток первичный, I1 |
В | ТОЛ-10-1 | 17064 | ||||||
С | ТОЛ-10-1 | 17063 | ||||||
ТН | КТтн=0,5 Ктн=10000/100 № 3344-08 | А | ЗНОЛ.06-10У3 | 1003867 | Напряжение первичное, U1 | |||
В | ЗНОЛ.06-10У3 | 1003869 | ||||||
С | ЗНОЛ.06-10У3 | 1003868 | ||||||
Счетчик | KTc4=0,2S/0,5 Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М | 812104631 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
1 1 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | |||
9 | ПС 110/35/10 кВ "Чаплыгин" яч.17 10кВ | ТТ | КТтт=0,5; Ктт=200/5 № 8913-82 | А | ТВК-10-УХЛ5 | 10026 | О о о | Ток первичный, I1 |
С | ТВК-10-УХЛ5 | 10025 | ||||||
ТН | КТтн=0,5 Ктн=10000/100 № 16687-07 | А В С | НАМИТ-10- 2УХЛ2 | 145411000 0007 | Напряжение первичное, U1 | |||
Счетчик | КТсч=0,58/1,0 Ксч=1 № 24524-04 | СЭТ-4ТМ.03.01 | 108074678 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
10 | ПС 35/10 кВ "Хлебопродукты" яч.2 10кВ | ТТ | КТтт=0,5; Ктт=200/5 № 8913-82 | А | ТВК-10-УХЛ3 | 8036 | о о о | Ток первичный, I1 |
С | ТВК-10-УХЛ3 | 8044 | ||||||
ТН | КТтн=0,5 Ктн=10000/100 № 20186-00 | А В С | НАМИ-10- 95УХЛ2 | 1730 | Напряжение первичное, U1 | |||
Счетчик | KTc4=0,5S/1,0 Ксч=1 № 24524-04 | СЭТ-4ТМ.03.01 | 0108071520 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
11 | ПС 35/10 кВ "Хлебопродукты" яч.11 10кВ | ТТ | КТтт=0,5; Ктт=200/5 № 8913-82 | А | ТВК-10-УХЛ3 | 20716 | о о о | Ток первичный, I1 |
С | ТВК-10-УХЛ3 | 10393 | ||||||
ТН | КТтн=0,5 Ктн=10000/100 № 20186-00 | А В С | НАМИ-10- 95УХЛ2 | 1731 | Напряжение первичное, U1 | |||
Счетчик | KTc4=0,5S/1,0 Ксч=1 № 24524-04 | СЭТ-4ТМ.03.01 | 0108072114 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
12 | ПС 110/6 кВ "Агрегатная" яч.5 6кВ | ТТ | КТтт=0,5; Ктт=800/5 № 1261-59 | А | ТПОЛ-10 | 15505 | о о 40 04 | Ток первичный, I1 |
С | ТПОЛ-10 | 15510 | ||||||
ТН | КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 20186-00 | А В С | НАМИ-10- 95УХЛ2 | 376 | Напряжение первичное, U1 | |||
Счетчик | KTc4=0,5S/1,0 Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 802121978 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
13 | ПС 110/6 кВ "Агрегатная" яч.17 6кВ | ТТ | КТтт=0,5; Ктт=600/5 № 1261-59 | А | ТПОЛ-10 | 4644 | о о ГЧ | Ток первичный, I1 |
С | ТПОЛ-10 | 7076 | ||||||
ТН | КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 20186-00 | А В С | НАМИ-10- 95УХЛ2 | 382 | Напряжение первичное, U1 | |||
Счетчик | KTc4=0,5S/1,0 Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 802121852 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
14 | ПС 110/6 кВ "Западная" яч.104 6кВ | ТТ | КТтт=0,5; Ктт=800/5 № 7069-79 | А | ТОЛ-10 | 534 | О о 40 04 | Ток первичный, I1 |
С | ТОЛ-10 | 993 | ||||||
ТН | КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 16687-97 | А В С | НАМИТ- 10УХЛ2 | 0341 | Напряжение первичное, U1 | |||
Счетчик | КТсч=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 812111563 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
15 | ПС 110/6 кВ "Западная" яч.210 6кВ | ТТ | КТтт=0,5; Ктт=800/5 № 1261-59 | А | ТПОЛ-10 | 542 | о о 40 04 | Ток первичный, I1 |
С | ТПОЛ-10 | 994 | ||||||
ТН | КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 16687-97 | А В С | НАМИТ- 10УХЛ2 | 0335 | Напряжение первичное, U1 | |||
Счетчик | КТсч=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 812110212 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
16 | ПС 110/6 кВ "Западная" яч.103 6кВ | ТТ | КТтт=0,5; Ктт=800/5 № 7069-79 | А | ТОЛ-10 | 552 | о о 40 04 | Ток первичный, I1 |
С | ТОЛ-10 | 553 | ||||||
ТН | КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 16687-97 | А В С | НАМИТ- 10УХЛ2 | 0341 | Напряжение первичное, U1 | |||
Счетчик | КТсч=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 812110191 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
17 | ПС 110/6 кВ "Западная" яч.211 6кВ | ТТ | КТтт=0,5; Ктт=800/5 № 1261-59 | А | ТПОЛ-10 | 991 | о о 40 04 | Ток первичный, I1 |
С | ТПОЛ-10 | 992 | ||||||
ТН | КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 16687-97 | А В С | НАМИТ- 10УХЛ2 | 0335 | Напряжение первичное, U1 | |||
Счетчик | КТсч=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 802121120 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
18 | ПС 110/6кВ "Трубная-1" яч.7 6кВ | ТТ | КТтт=0,5; Ктт=600/5 № 8913-82 | А | ТВК-10-УХЛ3 | 16442 | о о ГЧ | Ток первичный, I1 |
С | ТВК-10-УХЛ3 | 00471 | ||||||
ТН | КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 831-69 | А В С | НТМИ-6 | 522 | Напряжение первичное, U1 | |||
Счетчик | КТсч=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 802121060 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
19 | ПС 110/6кВ "Трубная-1" яч.15 6кВ | ТТ | КТтт=0,5; Ктт=600/5 № 8913-82 | А | ТВК-10-УХЛ3 | 15314 | 7200 | Ток первичный, I1 |
С | ТВК-10-УХЛ3 | 15309 | ||||||
ТН | КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70 | А | НТМИ-6-66 | 903 | Напряжение первичное, U1 | |||
В | ||||||||
С | ||||||||
Счетчик | КТсч=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 802121841 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
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 5wP(q) ИК активной (реактивной) электроэнергии (мощности) АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации
5wp, % | |||||||
№ ИК | КТтт | КТтн | КТсч | Значение cos ф | 5 %< I/In3 4 <20% WP 5 %< Wp4<Wр 20 % | 20%<I/In<100% W P20 % <W P<W P100 % | 100%< I/In<120% WP100 % <WP< WP120 % |
1 - 4, 9 - 19 | 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 | ||||
5 wq, % | |||||||
№ ИК | КТТТ | КТтн | КТсч | Значение cos ф (sin ф) | 5 %< I/In<20% WQ 5 %< W Q<W Q 20 % | 20%<I/In<100% WQ20 % <WQ<WQ100 % | 100%< I/In<120% WQ100 % <W Q< WQ120 % |
1 - 4, 9 - 19 | 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 |
Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей SWP(q) ИК активной (реактивной) электроэнергии (мощности) АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации
5wp, % | ||||||||
№ ИК | КТтт | КТТН | КТсч | Значение cos ф | 1 % < I/In5 < 5% Wp 1% < Wp6 < WP 5 % | 5 %< I/In < 20% WP 5 % < WP < WP 20 % | 20%<I/In<100 % WP20 % <WP<WP100 % | 100% < I/In << 120% WP100 % < WP < WP120 % |
5 - 8 | 0,2s | 0,5 | 0,2s | 1,0 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,7 | ±0,7 |
0,8 | ±1,4 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 | ||||
0,5 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 |
5 wq, % | ||||||||
№ ИК | КТТТ | КТТН | КТсч | Значение cos ф (sin ф) | 1 % < I/In < 5% WQ1% < WQ < WQ 5 % | 5 % < I/In< 20% Wq 5 % < Wq< WQ 20 % | 20% < I/In < 100% WQ20 % < WQ < WQ100 % | 100%< I/In<<120% WQ100 % <WQ< WQ120 % |
5 - 8 | 0,2s | 0,5 | 0,5 | 0,8(0,6) | ±1,9 | ±1,6 | ±1,3 | ±1,3 |
0,5(0,87) | ±2,7 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 | ||||
5 - 8 | 0,2s | 0,5 | 0,2s | 1,0 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,7 | ±0,7 |
Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:
• трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001
• трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001
• счётчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425- 2005.
Таблица 5 - Условия эксплуатации ИК АИИС КУЭ
Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин | Диапазоны изменения 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 0,9 U2ном до 1,1 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 - Реальные (в помещении П/С) | от минус 40 до плюс 60 от 5 до 35 | от минус 50 до плюс 45 от 5 до 35 | от минус 50 до плюс 45 От 5 до 35 |
Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл | не более 0,5 | _ | _ |
Мощность вторичной нагрузки ТТ (при ^ф2=0,8 инд) | _ | от 0,25S2ном до 1,0S2ном | _ |
Мощность нагрузки ТН (при ^ф2 =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 синхронизации часов реального времени (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 3 и определяется проектной документацией на систему
В комплект поставки также входит техническая документация на систему и на комплектующие СИ.
• формуляр-паспорт НСЛГ.466645.020 ПФ
• руководство пользователя НСЛГ.466645.020 И3
• инструкции по формированию и ведению базы данных НСЛГ.466645.020 И4;
• инструкции по эксплуатации АИИС НСЛГ.466645.020 ИЭ;
технологическая инструкция НСЛГ.466645.020 И2 руководство по эксплуатации счётчиков;
паспорт на счётчики;
методика поверки
Поверка
осуществляется по документу МП 51777-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Энергосбыт-Центр». Методика поверки», утвержденому ГЦИ СИ ФБУ «Воронежский ЦСМ» в июне 2012 г.
Таблица 6-Перечень СИ, применяемых при поверке АИИС КУЭ
Наименование эталонов, вспомогательных СИ | Тип | Основные требования к метрологическим характеристикам (МХ) | Цель использования | |
1.Термометр | ТП 22 | Цена делений 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, МИ 29252005 и (или) по ГОСТ 8.216-88.
Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.
Средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03М по методике поверки (ИЛГШ.411152.145 РЭ1), согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»
Сведения о методах измерений
Методика измерений содержится в документе «Методика измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Энергосбыт-Центр». Методика измерений аттестована ФБУ «Воронежский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 38/1201.00272-2012 от 03.08.2012 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем».
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.