Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "Краснодар Водоканал"
- ОАО "РИТЭК-СОЮЗ", г.Краснодар
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:41950-09
- 22.12.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "Краснодар Водоканал"
| Основные | |
| Тип | |
| Год регистрации | 2009 |
| Дата протокола | 11 от 20.11.09 п.95 |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Номер сертификата | 36999 |
| Срок действия сертификата | . . |
| Страна-производитель | Россия |
| Технические условия на выпуск | проект.документация ЗАО |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Краснодар Водоканал» предназначена для измерения количества активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени. 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:
- измерение 30-, 60-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- измерение календарного времени и интервалов времени;
- 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., 60 мин., 1 день, 1 месяц);
- перезапуск АИИС;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений организациям, имеющим соглашения информационного обмена с ООО «Краснодар Водоканал» - участникам оптового рынка электроэнергии;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - 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).
Система реализуется в виде совокупности совместно функционирующих уровней и подуровней (связующих компонентов), взаимодействующих через общие базы данных в интерактивном режиме работы.
АИИС КУЭ является иерархической, двухуровневой, интегрированной, автоматизированной измерительной системой с централизованным управлением и распределенной функцией измерения и состоит из 37-ти информационно- измерительных каналов (далее - ИИК ТУ); измерительно-вычислительного комплекса (далее - ИВК) АИИС КУЭ.
Информационно-измерительные каналы точек учета АИИС КУЭ включают следующие средства измерений:
- измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности (далее - КТ) 0,5 и 0,5S, по ГОСТ 7746;
- измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983;
- многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии типа «Евро Альфа», «Альфа А1800» класса точности 0,5S/1 по ГОСТ 31819.22-2012 для активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 для реактивной электроэнергии.
Перечень информационно-измерительных каналов точек учета, входящих в состав АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИИК ТУ, номера регистрации в Государственном реестре средств измерений представлены в таблице 2.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - «уровень информационно-измерительного комплекса точки учета» (уровень ИИК ТУ), выполняющий функцию измерений и включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983, вторичные цепи и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа «ЕвроАльфа», «АЛЬФА А1800» класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ 31819.23-2012 (в части реактивной электроэнергии), установленных на объектах ООО «Краснодар Водоканал» и соответствующие связующие компоненты.
2-й уровень - «уровень информационно-вычислительного комплекса» (ИВК) АИИС КУЭ, выполняющий функции обработки, хранения результатов измерений, диагностики состояния средств измерений, включающий в себя сервер базы данных (БД) установленный в административном здании ООО «Краснодар Водоканал», аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи и специализированное программное обеспечение (ПО) Альфа Центр.
Уровень ИИК ТУ представляет собой функционально объединенную и территориально локализованную совокупность программно-технических средств учета электроэнергии. На данном уровне формируются и преобразуются сигналы, содержащие количественную информацию об измеряемых величинах, реализуются вычислительные и логические операции, предусмотренные процессом измерений. 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 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, реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мгновенной мощности, вычисляется для 30- минутных интервалов времени.
В состав ИИК ТУ входят измерительные трансформаторы тока и напряжения, измерительные цепи, а также счетчики, в совокупности образующие сложный измерительный канал, сигналы с выхода которого используются для получения результатов косвенных, совокупных или совместных измерений электрической энергии по всем точкам учета, задействованным в АИИС КУЭ ООО «Краснодар Водоканал».
Информационный обмен между уровнями осуществляется по радиоканалу стандарта GSM регионального оператора сотовой связи. Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на уровень ИВК, где осуществляется обработка измерительной информации - перевод числа импульсов в именованные величины кВт^ч, квар^ч, умножение измеренного счётчиками количества электроэнергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передачу накопленных данных на сервер БД ООО «Краснодар Водоканал».
В сервере БД ООО «Краснодар Водоканал» формируются отчётные и справочные формы, которые передаются по каналам сотовой связи через интернет-провайдера на сервер ОАО «МАРЭМ+» г. Москва и организациям-участникам оптового рынка электроэнергии.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), на базе устройства синхронизации времени УСВ-1, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает коррекцию и поддержание системного времени информационно-вычислительных компонентов на всех уровнях АИИС КУЭ (счетчик, сервер) по единому астрономическому времени, реализуемому во время сеансов связи между уровнями. Корректировка времени уровня ИВК производится один раз в час при рассогласовании более ±2с. Уровень ИВК (сервер) осуществляет коррекцию времени счетчиков, сличение времени осуществляется при каждом сеансе связи (допустимое рассогласование не превышает ± 2с).
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Передача информации в организации - участники ОРЭ, осуществляется от сервера БД по внешнему каналу связи: основному и резервному. Основной канал связи организован через интернет-провайдера, резервный - по коммутируемому каналу телефонной сети связи общего пользования (ТфССОП).
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 1.
Таблице 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИИК АИИС КУЭ
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование ПО | ПК «АльфаЦЕНТР» |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения ИИК АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077.2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав измерительного канала | ||||||
| Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №), | Обозначение, тип | УСПД | УССВ | Сервер | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 1 | ПС-110/35/10/6 кВ «Западная-2» КРУН-6 кВ ф. «З-2-9» | II | Кл. т. 0,5 Ктт=600/5 Рег. № 1856-63 | А | ТВЛМ-10 | - | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | iROBO - 1000 - 21E2 - TRGH |
| B | - | |||||||
| C | ТВЛМ-10 | |||||||
| ТН | Кл. т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег. № 2611-70 | А | НТМИ-6-66 У3 | |||||
| B | ||||||||
| C | ||||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1 Ксч=1 Рег. № 31857-11 | A1805RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 2 | ПС-110/35/10/6 кВ «Западная-2» КРУН-6 кВ ф. «З-2-10» | II | Кл. т. 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 2473-69 | А | ТЛМ-10 | - | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | iROBO - 1000 - 21E2 - TRGH |
| B | - | |||||||
| C | ТЛМ-10 | |||||||
| ТН | Кл. т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег. № 2611-70 | А | НТМИ-6-66 У3 | |||||
| B | ||||||||
| C | ||||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1 Ксч=1 Рег. № 31857-11 | A1805RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 3 | ПС-110/35/10/6 кВ «Западная-2» КРУН-6 кВ ф. «З-2-17» | II | Кл. т. 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 2473-05 | А | ТЛМ-10 | |||
| B | - | |||||||
| C | ТЛМ-10 | |||||||
| ТН | Кл. т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег. № 2611-70 | А | НТМИ-6-66 У3 | |||||
| B | ||||||||
| C | ||||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1 Ксч=1 Рег. № 31857-11 | A1805RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 4 | ПС-110/35/10/6 кВ «Западная-2» КРУН-6 кВ ф. «З-2-6» | II | Кл. т. 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 2473-05 | А | ТЛМ-10 | - | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | iROBO - 1000 - 21E2 - TRGH |
| B | - | |||||||
| C | ТЛМ-10 | |||||||
| ТН | Кл. т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег. № 2611-70 | А | НТМИ-6-66 У3 | |||||
| B | ||||||||
| C | ||||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1 Ксч=1 Рег. № 31857-11 | A1805RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 5 | ПС-110/35/10/6 кВ «Водозабор», КРУН-10 кВ Ввод-1 | II | Кл. т. 0,5 Ктт=150/5 Рег. № 2473-05 | А | ТЛМ-10 | |||
| B | - | |||||||
| C | ТЛМ-10 | |||||||
| ТН | Кл. т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег. № 831-53 | А | НТМИ-10 | |||||
| B | ||||||||
| C | ||||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1 Ксч=1 Рег. № 31857-11 | A1805RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 6 | ПС-110/35/10/6 кВ «Водозабор», КРУН-10 кВ Ввод-2 | II | Кл. т. 0,5 Ктт=300/5 Рег. № 2473-05 | А | ТЛМ-10-2У3 | - | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | iROBO - 1000 - 21E2 - TRGH |
| B | - | |||||||
| C | ТЛМ-10-2У3 | |||||||
| ТН | Кл. т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 831-69 | А | НТМИ-10-66У3 | |||||
| B | ||||||||
| C | ||||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1 Ксч=1 Рег. № 31857-11 | A1805RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 7 | ПС-110/35/10 кВ «ВНИИ Рис», КРУН-10 кВ ВР-8 Ввод-1 | II | Кл. т. 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 1856-63 | А | ТВЛМ-10 | |||
| B | - | |||||||
| C | ТВЛМ-10 | |||||||
| ТН | Кл. т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 831-69 | А | НТМИ-10-66 | |||||
| B | ||||||||
| C | ||||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1 Ксч=1 Рег. № 31857-11 | A1805RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 8 | ПС-110/35/10 кВ «ВНИИ Рис», КРУН-10 кВ ВР-15 Ввод-2 | II | Кл. т. 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 2473-05 | А | ТЛМ-10-2У3 | - | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | iROBO - 1000 - 21E2 - TRGH |
| B | - | |||||||
| C | ТЛМ-10-2У3 | |||||||
| ТН | Кл. т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 18178-99 | А | НАМИТ-10-2УХЛ 2 | |||||
| B | ||||||||
| C | ||||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1 Ксч=1 Рег. № 31857-11 | A1805RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 9 | ПС-110/10-10 кВ «Тургеневская», ЗРУ-10 кВ ф. 405 | II | Кл. т. 0,5S Ктт=200/5 Рег. № 25433-11 | А | ТЛО-10 | |||
| B | ТЛО-10 | |||||||
| C | ТЛО-10 | |||||||
| ТН | Кл. т. 0,2 Ктн=10000/100 Рег. № 51621-12 | А | НАЛИ-СЭЩ-10-3 | |||||
| B | НАЛИ-СЭЩ-10-3 | |||||||
| C | НАЛИ-СЭЩ-10-3 | |||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1 Ксч=1 Рег. № 31857-11 | A1805RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 10 | ПС-110/10-10 кВ «Тургеневская», ЗРУ-10 кВ ф. 203 | II | Кл. т. 0,5S Ктт=200/5 Рег. № 25433-11 | А | ТЛО-10 | - | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | iROBO - 1000 - 21E2 - TRGH |
| B | ТЛО-10 | |||||||
| C | ТЛО-10 | |||||||
| ТН | Кл. т. 0,2 Ктн=10000/100 Рег. № 51621-12 | А | НАЛИ-СЭЩ-10-3 | |||||
| B | НАЛИ-СЭЩ-10-3 | |||||||
| C | НАЛИ-СЭЩ-10-3 | |||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1 Ксч=1 Рег. № 31857-11 | A1805RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 11 | ПС-110/10-10 кВ «Тургеневская», ЗРУ-10 кВ ф. 101 | II | Кл. т. 0,5S; Ктт=200/5; Рег. № 25433-11 | А | ТЛО-10 | |||
| B | ТЛО-10 | |||||||
| C | ТЛО-10 | |||||||
| ТН | Кл. т. 0,5; Ктн=10000/100; Рег. № 51621-12 | А | НАЛИ-СЭЩ-10-3 | |||||
| B | НАЛИ-СЭЩ-10-3 | |||||||
| C | НАЛИ-СЭЩ-10-3 | |||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A18O5RL-P4G-DW-4 | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 14 | ПС-110/10 кВ «Почтовая», КРУН-10 кВ ф. «ПЧ-203» | II | Кл. т. 0,5; Ктт=300/5; Рег. № 9143-83 | А | ТЛК-10 | - | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | iROBO - 1000 - 21E2 - TRGH |
| B | - | |||||||
| C | ТЛК-10 | |||||||
| ТН | Кл. т. 0,5; Ктн=10000/100; Рег. № 16687-07 | А | НАМИТ-10-2УХЛ2 | |||||
| B | ||||||||
| C | ||||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A1805RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 15 | ПС-110/10 кВ «Почтовая», КРУН-10 кВ ф. «ПЧ-11» | II | Кл. т. 0,5; Ктт=300/5; Рег. № 2473-05 | А | ТЛМ-10 | |||
| B | - | |||||||
| C | ТЛМ-10 | |||||||
| ТН | Кл. т. 0,5; Ктн=10000/100; Рег. № 16687-07 | А | НАМИТ-10-2УХЛ2 | |||||
| B | ||||||||
| C | ||||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A1805RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 16 | ПС-110/6 кВ «Кислородный завод», ЗРУ-6 кВ ф. «КЗ-20» | II | Кл. т. 0,5; Ктт=400/5; Рег. № 2363-68 | А | ТПЛМ-10 | - | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | iROBO - 1000 - 21E2 - TRGH |
| B | - | |||||||
| C | ТПЛМ-10 | |||||||
| ТН | Кл. т. 0,5; Ктн=6000/100; Рег. № 2611-70 | А | НТМИ-6-66 У3 | |||||
| B | ||||||||
| C | ||||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A1805RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 17 | ПС 110/6 кВ «Юго-Восточная», КРУН-6 кВ ф. «ЮВ-13» | II | Кл. т. 0,5; Ктт=300/5; Рег. № 22192-03 | А | ТПЛ-10-МУ2 | |||
| B | - | |||||||
| C | ТПЛ-10-МУ2 | |||||||
| ТН | Кл. т. 0,5; Ктн=6000/100; Рег. № 380-49 | А | НТМИ-6 | |||||
| B | ||||||||
| C | ||||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A1805RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 18 | ТП-52п «Водозабор Роща», РУ-6 кВ, 1 сш 6 кВ, яч. 4 | II | Кл. т. 0,5; Ктт=300/5; Рег. № 44701-10 | А | ТПЛ-СВЭЛ-10-2 | - | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | iROBO - 1000 - 21E2 - TRGH |
| B | - | |||||||
| C | ТПЛ-СВЭЛ-10-2 | |||||||
| ТН | Кл. т. 0,5; Ктн=6000/100; Рег. № 2611-70 | А | НТМИ-6-66 У3 | |||||
| B | ||||||||
| C | ||||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1; Ксч=1; Рег. № 16666-97 | EA05RAL-B-4 | ||||||
| 19 | ТП-52п «Водозабор Роща», РУ-6 кВ Ввод-2 от РП-81п «ЗИП» | II | Кл. т. 0,5; Ктт=300/5; Рег. № 44701-10 | А | ТПЛ-СВЭЛ-10-2 | |||
| B | — | |||||||
| C | ТПЛ-СВЭЛ-10-2 | |||||||
| ТН | Кл. т. 0,5; Ктн=6000/100; Рег. № 2611-70 | А | НТМИ-6-66 УЗ | |||||
| B | ||||||||
| C | ||||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A1805RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 20 | ПС-35/10 кВ «Энка», КРУН-10 кВ ф. «ЭН-3» | II | Кл. т. 0,5; Ктт=150/5; Рег. № 2473-05 | А | ТЛМ-10 | - | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | iROBO - 1000 - 21E2 - TRGH |
| B | — | |||||||
| C | ТЛМ-10 | |||||||
| ТН | Кл. т. 0,5; Ктн=10000/100; Рег. № 16687-02 | А | НАМИТ-10-2УХЛ2 | |||||
| B | ||||||||
| C | ||||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A1805RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 21 | ПС-35/10 кВ «Энка», КРУН-10 кВ ф. «ЭН-4» | II | Кл. т. 0,5; Ктт=150/5; Рег. № 2473-05 | А | ТЛМ-10- 1У3 | |||
| B | - | |||||||
| C | ТЛМ-10-1У3 | |||||||
| ТН | Кл. т. 0,5; Ктн=10000/100; Рег. № 16687-02 | А | НАМИТ-10-2УХЛ2 | |||||
| B | ||||||||
| C | ||||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A1805RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 22 | ТП-1420п 6кВ в/з Восточный -2, РУ-6 кВ 1сш 6кВ, яч.9 | II | Кл. т. 0,5; Ктт=75/5; Рег. № 44701-10 | А | ТПЛ-СВЭЛ-10-2 | - | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | iROBO - 1000 - 21E2 - TRGH |
| B | - | |||||||
| C | ТПЛ-СВЭЛ-10-2 | |||||||
| ТН | Кл. т. 0,5; Ктн=6000/100; Рег. № 2611-70 | А | НТМИ-6-66 УЗ | |||||
| B | ||||||||
| C | ||||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A1805RL-P4G-DW-4 | ||||||
| 23 | ТП-663п 10 кВ, РУ-6 кВ 2сш 6кВ, яч.20 | II | Кл. т. 1,0; Ктт=50/5; Рег. № 1276-59 | А | ТПЛ-10 | |||
| B | — | |||||||
| C | ТПЛ-10 | |||||||
| ТН | Кл. т. 0,5; Ктн=6000/100; Рег. № 16687-02 | А | НАМИТ-10-2 УХЛ2 | |||||
| B | ||||||||
| C | ||||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1; Ксч=1; Рег. № 16666-97 | EA05RL-B-3 | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 24 | ТП-265п 6 кВ, РУ-6кВ яч.3 | II | Кл. т. 0,5S; Ктт=20/5; Рег. № 1261-02 | А | ТПОЛ-10-У3 | - | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | iROBO - 1000 - 21E2 - TRGH |
| B | - | |||||||
| C | ТПОЛ-10-У3 | |||||||
| ТН | Кл. т. 0,5; Ктн=6000/100; Рег. № 16687-02 | А | НАМИТ-10-2 УХЛ2 | |||||
| B | ||||||||
| C | ||||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1.0; Ксч=1; Рег. № 16666-97 | EA05RL-B-3 | ||||||
| 25 | ТП-278п 6кВ СНТ «Излучина», РУ -0,4 кВ ЩУ | II | Кл. т. 0,5; Ктт=400/5; Рег. № 52667-13 | А | Т-0,66 У3 | |||
| B | Т-0,66 У3 | |||||||
| C | Т-0,66 У3 | |||||||
| Счетчик | Кл. т. O,5S/1,0; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A18O5RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 26 | ТП-1356п, РУ-0,4 кВ Т-1 | II | Кл. т. 0,5S; Ктт=1000/5; Рег. № 52667-13 | А | Т-0,66МУ3 | - | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | iROBO - 1000 - 21E2 - TRGH |
| B | Т-0,66МУ3 | |||||||
| C | Т-0,66МУ3 | |||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1,0; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A1805RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 27 | ТП-1356п, РУ-0,4 кВ Т-2 | II | Кл. т. 0,5S; Ктт=1000/5; Рег. № 52667-13 | А | Т-0,66МУ3 | |||
| B | Т-0,66МУ3 | |||||||
| C | Т-0,66МУ3 | |||||||
| Счетчик | Кл. т. O,5S/1,0; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A1805RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 28 | КТП-672п 6 кВ, РУ-0,4 кВ руб.5 | Счетчик | Кл. т. O,5S/1,0; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A1820RAL-P4G-DW-4 | ||||
| 29 | КТП-672п 6 кВ, РУ-0,4 кВ руб. ЯБПВ-2 | Счетчик | Кл. т. O,5S/1,0; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A1820RAL-P4G-DW-4 | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 30 | Здание ООО «Кожвест» ф. «ООО «Кожвест» | II | Кл. т. 0,5S; Ктт=150/5; Рег. № 52667-13 | А | Т-0,66 УЗ | |||
| B | Т-0,66 УЗ | |||||||
| C | Т-0,66 УЗ | |||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1,0; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A18O5RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 31 | РУ-0,4 кВ № 2 в/з Восточный-2 куста №1, ввод от КТП-372 6кВ | Счетчик | Кл. т. 0,5S/1,0; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A1820RAL-P4G-DW-4 | ||||
| 32 | РЩ-0,4 кВ Котельной ОАО «Краснодартепло-энерго», РУ-0,4 кВ ОАО «Краснодартепло-энерго» Ввод-1 от ТП-563п | II | Кл. т. 0,5S; Ктт=200/5; Рег. № 52667-13 | А | Т-0,66 УЗ | |||
| B | Т-0,66 УЗ | |||||||
| C | Т-0,66 УЗ | |||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1,0; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A1805RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 33 | РЩ-0,4 котельной, ОАО «Краснодар-теплоэнерго», РУ-0,4 кВ ОАО «Крас-нодартеплоэнерго» Ввод-2 от ТП-563п | II | Кл. т. 0,5S; Ктт=200/5; Рег. № 52667-13 | А | Т-0,66 УЗ | - | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | iROBO -1000 - 21E2 - TRGH |
| B | Т-0,66 УЗ | |||||||
| C | Т-0,66 УЗ | |||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1,0; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A18O5RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 34 | РУ 0,4 кВ Н/ст Иловая ОСК-1, Щитовая сш 0,4 кВ руб.1 | Счетчик | Кл. т. 0,5S/1,0; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A182ORAL-P4G-DW-4 | ||||
| 35 | ВРУ-0,4 кВ щитовой котельной ООО «ЮТЭП» ввод 0,4 кВ от ТП -636п 6 кВ | II | Кл. т. 0,5; Ктт=200/5; Рег. № 52667-13 | А | Т-0,66 | |||
| B | Т-0,66 | |||||||
| C | Т-0,66 | |||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1,0; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A1805RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 36 | ТП-885п, РУ-6 кВ ф. «ООО НПО «Мостовик» | II | Кл. т. 0,5; Ктт=150/5; Рег. № 28139-04 | А | тти-а | - | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | iROBO -1000 - 21E2 - TRGH |
| B | тти-а | |||||||
| C | тти-а | |||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1,0; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A1805RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 37 | Котельная ОСК-2 Щитовая 0,4 кВ, Щит н/н ОАО «Красно-дартеплоэнерго» Ввод 1 от ТП-1144п | II | Кл. т. 0,5; Ктт=300/5; Рег. № 52667-13 | А | Т-0,66 | |||
| B | Т-0,66 | |||||||
| C | Т-0,66 | |||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1,0; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A1805RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 38 | Котельная ОСК-2 Щитовая 0,4 кВ, Щит н/н ОАО «Красно-дартеплоэнерго» Ввод 2 от ТП-1144п | II | Кл. т. 0,5; Ктт=200/5; Рег. № 52667-13 | А | Т-0,66 | |||
| B | Т-0,66 | |||||||
| C | Т-0,66 | |||||||
| Счетчик | Кл. т. 0,5S/1,0; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A18O5RAL-P4G-DW-4 | ||||||
| 40 | КТП-808п, РУ-0,4 кВ ф. "ГЭС-розница" | Счетчик | Кл. т. 0,5S/1,0; Ксч=1; Рег. № 31857-11 | A182ORAL-P4G-DW-4 | ||||
| Примечания: 1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 2. Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
| Таблица 3 - основные метрологические ха | рактеристики ИК | ||
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±6), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±6), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1-8; 14-15; 20; 21 | Активная Реактивная | 5,5 4,7 | 5,7 5,2 |
| 9-11; 16; 18; 22 | Активная Реактивная | 5,5 4,7 | 5,6 4,9 |
| 17 | Активная Реактивная | 5 4,9 | 5,2 6,2 |
| 19, 23 | Активная Реактивная | 10,6 8,6 | 10,7 8,7 |
| 24 | Активная Реактивная | 5 4,9 | 5,1 5,4 |
| 25 | Активная Реактивная | 5,5 4,9 | 5,9 4,9 |
| 26; 27 | Активная Реактивная | 5,5 4,9 | 5,8 4,9 |
| 28; 29; 31 | Активная Реактивная | 1,7 2,2 | 2,6 4,7 |
| 30 | Активная Реактивная | 4,7 3,8 | 4,9 4,8 |
| 32; 33 | Активная Реактивная | 4,7 3,8 | 5,1 4,4 |
| 34 | Активная Реактивная | 1,7 2,2 | 2,1 3,5 |
| 35-38 | Активная Реактивная | 5,5 4,9 | 5,8 4,2 |
| 40 | Активная Реактивная | 1,7 2,2 | 2,6 4,7 |
| Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2. В качестве характеристик основной погрешности указаны границы интервала, соответствующие Р = 0,95. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: параметры питающей сети: - напряжение, В - частота, Гц параметры сети для ИК: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности cos ф (sin ф) - частота, Гц - магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков), не более, мТл; температура окружающей среды: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для ИВК - относительная влажность воздуха, % - атмосферное давление, мм рт.ст | от 215,6 до 224,4 от 49,5 до 50,5 от 99 до 101 от 5 до 120 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87) от 49,85 до 50,15 0,05 от -40°С до +40°С от +18°С до +25°С от +15°С до +25°С 70±5 750±30 |
| Условия эксплуатации: для ТТ и ТН параметры сети: - напряжение, % от U - ток, % от Ihomi для ИК № 17, 24, 30, 32, 33 - ток, % от Ihomi для ИК № 1-11, 14-16, 18-29, 31, 34-38, 40 - коэффициент мощности cos ф (sin ф) - частота, Гц - температура окружающей среды, °C - относительная влажность воздуха, % - атмосферное давление, мм рт. ст. | от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 120 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87) от 49,85 до 50,15 от +5°С до +45°С 70±5 750±3 |
| для электросчетчиков параметры сети: - напряжение, % от U - ток, % от 1ном2 - коэффициент мощности cos ф (sin ф) - частота, Гц - температура окружающей среды, °C - относительная влажность воздуха, % - атмосферное давление, мм рт. ст. | от 90 до 110 от 5 до 120 0,8 + 1,0 (0,6) от 49,85 до 50,15 от +5°С до +45°С 70±5 750±30 |
| для аппаратуры передачи и обработки данных параметры сети: - напряжение, В | от 210 до 230 |
| - частота, Гц | от 49 до 51 |
| - температура окружающей среды, °C | от +15°С до +25°С |
| - относительная влажность воздуха, % | 70±5 |
| - атмосферное давление, мм рт. ст. | 750±30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 72 |
| счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 72 |
| ИВК: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 60000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Глубина хранения информации ИИК: - счетчики электроэнергии Альфа А1800: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее | 32 |
| - при отключении питания, лет | 30 |
| - счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА: - при отключении питания, лет, не менее (при 25 °C) | 5 |
| - при отключении питания, лет, не менее (при 60 °C) | 2 |
| ИВК: - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ 31819.22 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ 31819.23 в режиме измерения реактивной электрической энергии;
Надежность системных решений:
• резервирование электрического питания счетчиков электрической энергии с помощью источника гарантированного питания типа АРС. Переключение на источник резервного питания осуществляется автоматически;
• резервирование электрического питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
• резервирование внутренних каналов передачи данных- сервер БД;
• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии по телефонной сети общего пользования и GSM-каналу связи с использованием GSM- терминала Siemens MC-35 T;
• резервирование информации.
Регистрация событий:
• журнал событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
• журнал событий ИВК:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в ИВК (сервер БД);
• журнал событий Сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени
Защищенность применяемых компонентов:
• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчиков;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательных коробок;
- сервера БД;
• защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Краснодар Водоканал».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ - информация не достоверная
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 18 шт. |
| Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 4 шт. |
| Трансформатор тока | ТПЛ-СВЭЛ-10-2 | 10 шт. |
| Трансформатор тока | ТЛК-10 | 2 шт. |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 8 шт. |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10-2У3 | 10 шт. |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 9 шт. |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 2 шт. |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-МУ2 | 2 шт. |
| Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 2 шт. |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10-У3 | 2 шт. |
| Трансформатор тока | ТТИ-А | 3 шт. |
| Трансформатор тока | Т-0,66 МУЗ | 9 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 7 шт. |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 У3 | 7 шт. |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10 | 1 шт. |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 1 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАЛИ-СЭЩ-10-3 | 9 шт. |
| Счетчик активной и реактивной электрической энергии | A1805RAL-P4G-DW-4 | 29 шт. |
| Счетчик активной и реактивной электрической энергии | EAO5RAL-B-4 | 1 шт. |
| Счетчик активной и реактивной электрической энергии | EA05RL-B-3 | 2 шт. |
| Счетчик активной и реактивной электрической энергии | A1820RAL-P4G-DW-4 | 5 шт. |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-1 | 1 шт. |
| Сервер | iROBO - 1000 - 21E2 - TRGH | 1 шт. |
| АРМ | Платформа OFT Графика В560 в сборе | 1 шт. |
| ПО | Альфа ЦЕНТР | 1 шт. |
| Руководство пользователя на АИИС КУЭ ООО «Краснодар Водоканал» | БЕКВ.422231.041.И3 | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации. Технологическая инструкция на АИИС КУЭ ООО «Краснодар Водоканал» | БЕКВ.422231.041.ИЭ | 1 шт. |
| ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Краснодар Водоканал». Методика поверки | БЕКВ.422231.041.МП | 1 шт. |
| Методика измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Краснодар Водоканал» | БЕКВ.422231.041.МВИ | 1 шт. |
| Паспорт-формуляр на АИИС КУЭ ООО «Краснодар Водоканал». | БЕКВ.422231.041.ПФ | 1 шт. |
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: БЕКВ.422231.041.МВИ «Методика измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Краснодар Водоканал».
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения