Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Нурэнерго"

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 14 от 25.12.08 п.248
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 34042
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии ОАО «Нурэнерго» (в дальнейшем - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также автоматизированного сбора, хранения, обработки и отражения полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- хранение данных об измеренных величинах в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача в заинтересованные организации результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений со стороны сервера заинтересованной организации к информационно-вычислительному комплексу (далее - ИВК), устройству сбора и передачи данных (далее - УСПД);

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

- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень (ИИК) - трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746; трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983; счётчики ЕвроАльфа класса точности 0,5S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1.

2-й уровень (ИВКЭ) - УСПД типа RTU-325.

3-й уровень (ИВК) — центры сбора и обработки данных (ИВК участков электрической сети (УЭС) и центральный ИВК), включающие в себя каналы связи, каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных ОАО «Нурэнерго», устройства синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и соответствующее программное обеспечение (ПО).

Принцип работы АИИС КУЭ заключается в следующем.

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. Принцип действия счетчика основан на измерении мгновенных значений входных сигналов тока и напряжения шестиканальным аналого-цифровым преобразователем (АЦП), с последующим вычислением среднеквадратических значений токов и напряжений, активной, реактивной и полной мощности и энергии, углов сдвига фазы и частоты цифровым сигнальным процессором. Счетчик также имеет в своем составе микроконтроллер, энергонезависимую память данных и встроенные часы реального времени, позволяющие вести учет активной и реактивной энергии по тарифным зонам суток.

В ИИК АИИС КУЭ в качестве расчетных приборов учета используются счетчики электрической энергии типа ЕвроАльфа.

УСПД (ИВКЭ) осуществляет сбор данных со счетчиков электрической энергии по цифровому интерфейсу связи RS-485, производит обработку результатов измерений. Вычисление величин энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения производится с помощью ПО счетчиков «AlphaPlus-Е».

Сбор информации от УСПД (ИВКЭ) на подстанциях: Ищерская, Ойсунгур, Гудермес-Тяговая, Каргалиновская, Бороздиновская, Самашки осуществляется по основным и резервным ! каналам связи серверами АИИС КУЭ ИВК УЭС. Затем суммарная информация'из серверов северного и Центрального УЭС поступает по каналам связи на сервер Центрального ИВК.

Основными кшгалами" связи ИВК УЭС и центрального ИВК с УСПД на подстанциях: Ищерская, Ойсунгур, Гудермес-Тяговая, Каргалиновская, Бороздиновская, Самашки являются ВЧ-каналы. В качестве резервного канала связи между УСПД вышеперечисленных подстанций и уровнем ИВК используется коммутируемый телефонный канал сети сотовой связи стандарта GSM.

На ПС «Грозный-330» информация об энергопотреблении передается сразу в Центральный ИВК ОАО «Нурэнерго». Основным каналом связи для передачи данных является канал, организуемый при помощи существующей радиорелейной линии ОАО «Нурэнерго», а резервным - ВЧ-связь.

На серверах ИВК УЭС осуществляется хранение, обработка и предоставление на АРМы по локальной сети предприятия собранной информация,

Центральный сервер (ИВК) служит также для дальнейшей ретрансляции по существующим каналам связи в заинтересованные организации.

Система обеспечения единого времени выполняет функцию синхронизации хода внутренних часов элементов системы на всех уровнях АИИС КУЭ, с обеспечением перехода на «Зимнее» и «Летнее» время и работает по часовому поясу г. Москва. Данная функция является централизованной. Корректировка времени на уровнях ИВК, ИВКЭ, ИИК АИИС КУЭ осуществляется последовательно, начиная с верхних уровней.

На уровнях ИВК УЭС и Центрального ИВК ОАО «Нурэнерго» установлены устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приёмников УССВ типа 35HVS. Настройка системного времени сервера баз данных ИВК ОАО «Нурэнерго» выполняется не реже одного раза в сутки непосредственно от УССВ с помощью программного обеспечения, входящего в его комплект поставки.

Корректировка времени в момент синхронизации осуществляется сервером АИИС КУЭ автоматически при обнаружении рассогласования времени УССВ и сервера АИИС КУЭ более чем на ± 0,1 с.

Корректировка хода внутренних часов УСПД (ИВКЭ) на подстанциях осуществляется во время сеансов связи от серверов ИВК УЭС. Синхронизация времени в УСПД является функцией программного модуля - компонента внутреннего ПО УСПД. Ход внутренних часов счетчиков электрической энергии (ИИК) синхронизируется со временем в УСПД не реже 1 раза в сутки. Коррекция выполняется принудительно со стороны УСПД, и реализуется программным модулем заводского ПО. Все действия по синхронизации хода внутренних часов отображаются и записываются в журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней.

Разность показаний часов всех компонентов системы составляет не более ± 5 с.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов приведен в таблице 1.

Таблица 1

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

1

ВЛ-110 кВ Л-120 "Моздок-Ищерская"

ТБМО-ПО 600/5 Кл. т. 0,5S Зав № 1736 Зав. № 1739 Зав. № 1718

НАМИ-ПО 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2

Зав. № 396 Зав. №384 Зав. № 391

EA05RAL-P4B-4

Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01106044

RTU-325 №000912

Активная реактивная

2

ВЛ-110 кВ Л-129 "Моздок-Ищерская"

ТБМО-ПО 600/5 Кл. т. 0,5S Зав № 1721 Зав. № 1614 Зав. № 1734

НАМИ-110 110000:^3/100:^3

Кл. т. 0,2

Зав. № 396

Зав. №384

Зав. №391

EA05RAL-P4B-4

Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01106052

3

ВЛ-110 кВ Л-123 "Ищерская-Затеречная"

ТБМО-ПО 600/5 Кл. т. 0,5S Зав № 357 Зав. № 366 Зав. № 330

НАМИ-ПО ПОООО:л/3/1ОО:^3 Кл. т. 0,2

Зав. № 396 Зав. №384 Зав. №391

EA05RAL-P4B-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. №01106053

4

ВЛ-110 кВ Л-124 "Ищерская-Затеречная"

ТБМО-ПО 600/5 Кл. т. 0,5S Зав №214 Зав. № 290 Зав. № 235

НАМИ-ПО 110000:л/3/100:л/з Кл. т. 0,2 Зав. № 396 Зав. №384 Зав. №391

EA05RAL-P4B-4

Кл.т. 0,5S/l,0

Зав. №01106045

5

ВЛ-110 кВ Л-121 "Слепцовская-

Ищерская"

ТБМО-ПО 600/5

Кл.т. 0,5S Зав № 363 Зав. № 364 Зав. № 367

НАМИ-110 110000:^3/100:^3

Кл. т. 0,2

Зав. № 396

Зав. № 384

Зав. №391

EA05RAL-P4B-4

Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01106048

6

ОМВ-ИОкВ ПС "Ищерская"

ТФЗМ-ПО 600/5 Кл. т. 0,5 Зав № 48447 Зав. № 47749 Зав. № 48275

НАМИ-ПО 110000:^3/1 00:а/3 Кл. т. 0,2 Зав. № 396 Зав. № 384 Зав. №391

EA05RAL-P4B-4

Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. №01106078

7

ВЛ-35 кВ Л-583 "Ищерская-Г алюгаевская"

ТФНД-35М 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. №2456 Зав. №2457

3HOM-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 1263643 Зав. № 1219602 Зав. № 1201876

EA05RL-B-4 Кл. т. 0,58/1,0 Зав. №01106108

8

ВЛ-110 кВ Л-128 "Ярыксу-Ойсунгур"

ТБМО-ПО 600/5 Кл. т. 0,5S Зав № 1616 Зав. № 1622 Зав. № 1629

НАМИ-ПО 110000:^3/100:^3

Кл. т. 0,2

Зав. №331

Зав. № 339

Зав. № 393

EA05RAL-P4B-4

Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. №01106066

RTU-325 №000915

9

ВЛ-110 кВ Л-149 " Акташ-Г удермес-Тяговая"

ТБМО-ПО 600/5

Кл. т. 0,5S Зав № 360 Зав. № 369 Зав. № 365

НАМИ-ПО 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 409 Зав. №310 Зав. №335

EA05RAL-P4B-4

Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. №01106077

RTU-325 №000916

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

10

ВЛ-110 кВ Л-148 "Кизляр-1-Каргалиновская"

ТБМО-ПО 200/1

Кл. т. 0,2s Зав №331 Зав. № 339 Зав. № 220

НАМИ-110 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2

Зав. № 394 Зав. №385 Зав. № 390

EA05RAL-P4B-4

Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01106058

RTU-325 №000911

Активная реактивная

11

ВЛ-35 кВ Л-55а "Кизляр-1-Бороздиновская"

ТФЗМ-35Б 150/5 Кл. т. 0,5s Зав. №27924 Зав. №27928 Зав. №27927

НАМИ-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 16

EA05RL-B-4

Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01106117

RTU-325 №000909

12

ВЛ-110 кВ Л-102 "Плиево-Самашки"

ТБМО-ПО 600/5

Кл. т. 0,5S Зав № 325 Зав. №317 Зав. № 338

НАМИ-110 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Зав. № 416 Зав. №418 Зав. № 419

EA05RAL-P4B-4

Кл. т. 0,58/1,0 Зав. №01106072

RTU-325 №000910

13

ВЛ-110 кВ Л-110 "Грозный-ГРП"

вст 1000/5 Кл. т. 0,2S 3aB.№7801A-DT12 Зав.№ 7801A-DT12 Зав.№ 7801A-DT12

НАМИ-110 110000:^3/100:^3

Кл. т. 0,2

Зав. № 821

Зав. № 726

Зав. № 826

EA05RAL-P4B-4

Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01126259

RTU-325 №001382

14

ВЛ-110 кВ Л-111 "Грозный-Восточная"

ВСТ 1000/5 Кл. т. 0,2S Зав.№ 7807A-DT12 Зав.№ 7807A-DT12 Зав.№ 7807A-DT12

НАМИ-110 110000:^3/100:^3

Кл. т. 0,2

Зав. № 801

Зав. № 820

Зав. № 824

EA05RAL-P4B-4

Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01126256

15

ВЛ-110 кВ Л-114 "Г розный-Южная"

ВСТ 1000/5 Кл. т. 0,2S Зав.№ 7809C-DT12 Зав.№ 7809C-DT12 Зав.№ 7809C-DT12

НАМИ-110 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2

Зав. № 801 Зав. № 820 Зав. № 824

EA05RAL-P4B-4

Кл. т. 0,58/1,0 Зав. №01126258

16

ВЛ-110 кВ Л-125 "Г розный-Аргунская ТЭЦ-4"

ВСТ 1000/5 Кл. т. 0,2S Зав.№7801А-ОТ12 Зав.№ 7801A-DT12 Зав.№ 7801A-DT12

НАМИ-110 110000:^3/100:^3

Кл. т. 0,2

Зав. № 801

Зав. № 820

Зав. № 824

EA05RAL-P4B-4 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01126260

17

ВЛ-110 кВ Л-136 "Грозный-ГРП"

ВСТ 1000/5 Кл. т. 0,2S Зав.№ 7809B-DT12 Зав.№ 7809B-DT12 Зав.№ 7809B-DT12

НАМИ-110 110000:^3/100:^3

Кл. т. 0,2

Зав. № 801

Зав. № 820

Зав. № 824

EA05RAL-P4B-4

Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01126257

18

ВЛ-110 кВ Л-141 "Г розный-Г удермес-Тяговая"

ВСТ 1000/5 Кл. т. 0,2S Зав.№ 7808A-DT12 Зав.№ 7808A-DT12 Зав.№ 7808A-DT12

НАМИ-110 110000:^/3/100:^3

Кл. т. 0,2

Зав. № 821

Зав. № 726

Зав. № 826

EA05RAL-P4B-4

Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01126253

19

ВЛ-110 кВ Л-142 "Грозный-Г удермес-Т яговая

ВСТ 1000/5 Кл. т. 0,2S Зав.№7801А-ОТ12 Зав.№ 7801A-DT12 Зав.№ 7801A-DT12

НАМИ-110 110000:^3/100:^3

Кл. т. 0,2

Зав. № 801

Зав. № 820

Зав. № 824

EA05RAL-P4B-4

Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01126254

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

20

ВЛ-6 кВ "Грозный-Бердыкель" ячейка фидера 6 кВ

ТЛК-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 12477 Зав.№12129 Зав.№12254

НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 1101

EA05RL-P4B-4

Кл. т. 0,5S/l,0

Зав. №01125092

Активная реактивная

Примечание:

1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983; счётчики активной и реактивной электроэнергии типа ЕвроАльфа по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии и по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии.

2. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1 (см. изменение к МИ 2999-2006 Приложение Б).

Надежность применяемых в системе компонентов:

-ИИК:

- электросчётчика (параметры надежности для ЕА05:Т = 50000 час, tB = 2 часа);

- ИВКЭ:

- УСПД (параметры надежности То = 100000 час tB = 24 часа);

- ИВК (ИВК УЭС):

- сервер (параметры надежности Кг = 0,99 tB = 1 час);

- резервный сервер (параметры надежности Кг = 0,99 tB = 1 час).

Надежность системных решений:

- резервирование питания:

- УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование информации:

- наличие резервных баз данных;

- диагностика:

- в журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в УСПД;

- мониторинг состояния АИИС КУЭ:

- удаленный доступ:

- возможность съема информации со счетчика автономным способом;

- визуальный контроль информации на счетчике.

Организационные решения:

- наличие эксплуатационной документации.

Защищённость применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

- ИИК:

- электросчётчика;

- вторичных цепей:

- промклеммников;

- ИВКЭ:

УСПД;

- ИВК (ИВК УЭС):

- сервера;

- наличие защиты на программном уровне:

- информации;

- использование электронной цифровой подписи при передаче результатов измерений;

- при параметрировании:

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервера;

- установка пароля на конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ.

Возможность проведения измерений следующих величин:

- приращение активной электроэнергии (функция автоматическая);

- приращение реактивной электроэнергии (функция автоматическая);

- время и интервалы времени (функция автоматическая).

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматическая);

- УСПД (функция автоматическая);

- ИВК (ИВК УЭС) (функция автоматическая).

Возможность сбора информации:

- результатов измерения (функция автоматическая);

- состояния средств измерения (функция автоматическая).

Цикличность:

- измерений:

- 30 минутные приращения (функция автоматизирована);

- сбора:

- 1 раз в сутки (функция автоматизирована);

- 1 раз в месяц (функция автоматизирована).

Возможность предоставления информации в заинтересованные организации:

- о результатах измерения (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации (профиля):

- электросчетчики типа ЕвроАльфа имеют энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 50 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматическая);

- УСПД - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 3 месяца, сохранение информации при отключении питания - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована);

- ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматическая).

Приписанные значения характеристик погрешности измерений ИК в рабочих условиях применения СИ и при предельных отклонениях влияющих факторов

Таблица 2

Пределы погрешности измерений по активной электроэнергии

Xs каналов

Кл тт

Кл TH

Кл счетчика

Знач. coscp

$2 %P> [ %] для диапазона Wpi %<Wp„1M< Wps %

$5%P, [ %] для диапазона Wps WpHlM<Wp20 %

820 %р» [ %1 для диапазона Wp20 %^Wp„3M< WpiOft %

6100 %Pi [ %1 для диапазона Wpioo %<WpHJM< Wpi20 %

1-5

8-9

12

0,5S

0,2

0,5S

1,0

±2,37

±1,63

±1,51

±1,51

0,87

±2,90

±1,91

±1,66

±1,66

0,8

±3,24

±2,09

±1,78

±1,78

0,6

±4,57

±2,76

±2,15

±2,15

0,5

±5,59

±3,26

±2,46

±2,46

6

0,5

0,2

0,5S

1,0

He нормируется

±2,17

±1,63

±1,51

0,87

He нормируется

±2,77

±1,87

±1,66

0,8

He нормируется

±3,14

±2,05

±1,76

0,6

He нормируется

±4,54

±2,65

±2,15

0,5

He нормируется

±5,59

±3,14

±2,46

7

21

0,5

0,5

0,5S

1,0

He нормируется

±2,23

±1,71

±1,59

0,87

He нормируется

±2,83

±1,96

±1,76

0,8

He нормируется

±3,21

±2,15

±1,88

0,6

He нормируется

±4,63

±2,80

±2,33

0,5

He нормируется

±5,69

±3,32

±2,69

10 13-19

0,2S

0,2

0,5S

1,0

±1,89

±1,46

±1,42

±1,42

0,87

±2,00

±1,59

±1,50

±1,50

0,8

±2,08

±1,67

±1,57

±1,57

0,6

±2,41

±1,96

±1,71

±1,71

0,5

±2,68

±2,15

±1,83

±1,83

И

0,5S

0,5

0,5S

1,0

±2,42

±1,71

±1,59

±1,59

0,87

±2,96

±2,00

±1,76

±1,76

0,8

±3,30

±2,19

±1,90

±1,90

0,6

±4,66

±2,90

±2,33

±2,33

0,5

±5,69

±3,44

±2,69

±2,69

Пределы погрешности измерений по реактивной электроэнергии

№ каналов

Кл тт

Кл TH

Кл счетчика

Знач. sincp

62%Q, [ %] для диапазона Wq2 %<WQmM< Wqs %

65%Q, [ %] для диапазона Wqs ■>/.<Wq„jm< Wq20%

52«%q, [ %| для диапазона Wq20 %<WQ|„M< Wqioo %

$10() '/.Q, [ %] для диапазона Wqioo %^WqHjm< Wqi2o %

1-5

8-9

12

0,5S

0,2

1,0

1,0

±3,80

±3,29

±3,24

±3,24

0,87

±4,17

±3,49

±3,33

±3,33

0,8

±4,42

±3,61

±3,39

±3,39

0,6

±5,50

±4,10

±3,64

±3,64

0,5

±6,38

±4,49

±3,85

±3,85

6

0,5

0,2

1,0

1,0

Не нормируется

±3,59

±3,29

±3,24

0,87

Не нормируется

±4,02

±3,44

±3,33

0,8

Не нормируется

±4,31

±3,54

±3,39

0,6

Не нормируется

±5,47

±3,96

±3,64

0,5

Не нормируется

±6,38

±4,31

±3,85

7

21

0,5

0,5

1,0

1,0

Не нормируется

±3,63

±3,33

±3,28

0,87

Не нормируется

±4,07

±3,49

±3,38

0,8

Не нормируется

±4,36

±3,60

±3,45

0,6

Не нормируется

±5,54

±4,06

±3,75

0,5

Не нормируется

±6,47

±4,45

±4,00

10 13-19

0,2S

0,2

1,0

1,0

±3,52

±3,21

±3,20

±3,20

0,87

±3,60

±3,32

±3,25

±3,25

0,8

±3,66

±3,39

±3,28

±3,28

0,6

±3,89

±3,61

±3,40

±3,40

0,5

±4,08

±3,75

±3,48

±3,48

И

0,5S

0,5

1,0

1,0

±3,83

±3,33

±3,28

±3,28

0,87

±4,21

±3,54

±3,38

±3,38

0,8

±4,47

±3,67

±3,45

±3,45

0,6

±5,57

±4,20

±3,75

±3,75

0,5

±6,47

±4,61

±4,00

±4,00

В таблице 2 приняты следующие обозначения:

Wp 2 % (Wq 2 %) - значение электроэнергии при 2%-ной нагрузке (минимальная нагрузка);

Wp 5 % (Wq 5 %) - значение электроэнергии при 5%-ной нагрузке;

Wp2o% (Wq2o%) - значение электроэнергии при 20%-ной нагрузке;

Wp юо % (Wq юо %) - значение электроэнергии при 100%-ной нагрузке (номинальная нагрузка);

Wp 120 % (Wq 120 %) - значение электроэнергии при 120%-ной нагрузке (максимальная нагрузка).

Примечание:

1. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 4-1,02) UH0M; ток (1 4- 1,2) 1ном, частота (95 4- 105)fHoM; cos<p = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды (20 ± 5) °C.

2. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 4- 1,1) ином; ток (0,054- 1,2) 1ном;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70°С, для счетчиков типа ЕвроАльфа от минус 40 до +70°С, для сервера от + 10 до +40 °C; для УСПД от 0 до +75°С;

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нурэнерго».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определена в проектной документацией на систему и приведена в таблице 3.

Таблица 3

Наименование

Номер в Госреестре средств измерений

Примечание

Основные технические компоненты

1

Технические средства учета электрической энергии и мощности

1.1

Измерительный трансформатор напряжения НАМИ-110

Г.р. №24218-03

Класс точности 0,2 (21 шт.)

1.2

Измерительный трансформатор напряжения НАМИ-35

Г.р. №19813-00

Класс точности 0,5 (1 шт.)

1.3

Измерительный трансформатор напряжения 3HOM-35

Г.р. №912-70

Класс точности 0,5 (1 шт.)

1.4

Измерительный трансформатор напряжения Н АМИТ -10

Г.р. №16687-02

Класс точности 0,5 (1 шт.)

1.5

Измерительные трансформаторы токаТБМО-ПО

Г.р. № 23256-02

Классы точности 0,5S (24 шт.)

1.6

Измерительные трансформаторы тока ТБМО-110

Г.р. № 23256-02

Классы точности 0,2S (3 шт.)

1.7

Измерительные трансформаторы тока ТФНД-35М

Г.р. № 3689-73

Классы точности 0,5 (2 шт.)

1.8

Измерительные трансформаторы тока ТФЗМ-35Б

Г.р. № 3689-73

Классы точности 0,5 (3 шт.)

1.9

Измерительные трансформаторы тока ВСТ

Г.р. № 28930-05

Классы точности 0,2S (21 шт.)

1.10

Измерительные трансформаторы тока ТЛК-10

Г.р. №9143-01

Классы точности 0,5 (3 шт.)

1.11

Счетчики EA05RL-B-4 для учёта активной и реактивной энергии

Г.р. № 16666-97

Класс точности 0,5 S по ГОСТ 30206-94 и 1,0 по ГОСТ 26035-83 (2 шт.)

1.12

Счетчики EA05RAL-B-4 для учёта активной и реактивной энергии

Г.р. № 16666-97

Класс точности 0,5S по ГОСТ 30206-94 и 1,0 по ГОСТ 26035-83 (10 шт.)

Наименование

Номер в Госреестре средств измерений

Примечание

1.13

Счетчики EA05RAL-P4B-4 для учёта активной и реактивной энергии

Г.р. № 16666-97

Класс точности 0,5 S по ГОСТ 30206-94 и 1,0 по ГОСТ 26035-83 (7 шт.)

1.14

Счетчики EA05RL-P4B-4 для учёта активной и реактивной энергии

Г.р. № 16666-97

Класс точности 0,5S по ГОСТ 30206-94 и 1,0 по ГОСТ 26035-83 (1 шт.)

1.15

Устройство сбора и передачи данных «RTU325»

Г.р. № 19495-03

Обеспечивает сбор измерительной информации от счетчиков (7 шт.)

1.16

Устройство синхронизации системного времени УССВ-35НУ8

Синхронизация текущих значений времени по сигналам GP S -приемника

2

Средства вычислительной техники и связи

2.1

GSM-модем «Siemens MC-35i Terminal»

10 шт.

2.3

Источник бесперебойного питания Inelt ИБП Monolith 2000RM

1 шт.

2.4

Источник бесперебойного питания Inelt ИБП Monolith 1000RM

9 шт.

2.5

Сервер Compag ProLiant ML370R G3

3 шт.

2.6

Сервер Compag ProLiant ML570R G2

1 шт.

2.6

Терминал ВЧ-связи ETL-500

9 шт.

2.7

РРЛ-станция 2,4 ГГц BreezeLINK, BreezeACCESS XL

2 шт.

Программные компоненты

3

Программное обеспечение, установленное на компьютере типа IBM PC

--------—--------

ПО Microsoft Offisse 2003

ПО Microsoft Windows 2003

Server Russian

ПО «Альфа ЦЕНТР»:

AC SE 5; AC M; ACJ/E;

AC_N;AC_T

ПО AlphaPlus-E,

ПО УСПД RTU-325

ПО УССВ

Наименование

Номер в Госреестре средств измерений

Примечание

Эксплуатационная документация

4.1

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Нурэнерго». Руководство пользователя

ИДНТ.425210.012-ТРП-ОР.ИЗ

1 экз.

4.2

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Нурэнерго».Паспорт ИДНТ.425210.012-ТРП-ОР.ПС

1 экз.

4.3

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Нурэнерго». Формуляр ИДНТ.4252Ю.012-ТРП-ОР.ФО

1 экз.

4.4

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Нурэнерго». Инструкция по формированию и ведению базы данных

ИДНТ.425210.012-ТРП-ОР.И4

1 экз.

4.5

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Нурэнерго». Инструкция по эксплуатации комплекса технических средств.

ИДНТ.425210.012-ТРП-ОР.ИЭ

1 экз.

4.6

Методика поверки измерительных каналов системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нурэнерго» ИДНТ.425210.012-МП РКПН.425210.012.МП

1 экз.

4.7

Техническая документация на комплектующие изделия

1 комплект

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Методика поверки измерительных каналов системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии (АПИС КУЭ) ОАО «Нурэнерго», согласованной с ФГУ «Чеченский ЦСМ» в декабре 2008 г.

Перечень основных средств поверки:

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

- средства поверки счетчиков электрической энергии в соответствии с методикой поверки на счетчики электрической энергии многофункциональные типа ЕвроАльфа;

- средства поверки в соответствии с методикой поверки «Комплекс аппаратнопрограммных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300»;

- средства измерений в соответствии с утвержденным документом Методика выполнения измерений электроэнергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы (АПИС КУЭ) ОАО «Нурэнерго»;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь АЕ-1 для работы со счетчиками типа ЕвроАльфа.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

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

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

ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия»1.

ГОСТ 30206-94 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (класс точности 0,2 S и 0,5 S)»2.

ГОСТ 34.601-90»Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

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

ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

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

МИ 2999-2006 «ГСП. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».

Техническая документация на систему автоматизированную информационно-измерительную для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нурэнерго».

Заключение

Тип система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нурэнерго» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.

Развернуть полное описание