Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО "КировТЭК"
- ООО "Оператор коммерческого учета" (ОКУ), г.С.-Петербург
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:49595-12
- 23.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО "КировТЭК"
| Основные | |
| Тип | |
| Год регистрации | 2012 |
| Дата протокола | Приказ 240 п. 24 от 18.04.2012 |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Номер сертификата | 46143 |
| Срок действия сертификата | .. |
| Страна-производитель | Россия |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «КировТЭК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ЗАО «КировТЭК», сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в стандартной базе данных в течение не менее 3,5 лет;
- обеспечение ежесуточного резервирования базы данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- передача результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в различных форматах организациям-участникам розничного и оптового рынков электрической энергии (далее внешним организациям);
- предоставление контрольного санкционированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны внешних организаций;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т. п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс точек измерения, включающий:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ),
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН),
- вторичные измерительные цепи,
- счетчики электрической энергии.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс, включающий:
- устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU 325-Е128-М7-Б04-0.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс, включающий:
- сервер баз данных ЗАО «КировТЭК» (далее - сервер БД),
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура),
- устройство синхронизации времени (УСВ),
- автоматизированное рабочее место (АРМ).
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. Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока и (I) рассчитывает полную мощность S = UI.
Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (U) и тока (I) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности(Р) по периоду основной частоты сигналов.
2 2 0 5
Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S - Р ) ’ .
Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений Р и Q на 30-минутных интервалах времени.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по выделенным телефонным линиям поступает на входы УСПД. УСПД осуществляет обработку результатов измерений, а в частности расчет расхода активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение полученной информации и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (уровень ИВК), а также отображение информации на подключаемых к УСПД устройствах и обеспечение доступа организациям-участникам оптового рынка электрической энергии к накопленной информации по коммутируемой телефонной линии.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электрической энергии осуществляется от сервера БД по выделенным каналам или коммутируемым телефонным линиям связи через интернет-провайдера.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), включающую в себя сервер баз данных (БД) коммерческого учета ЗАО «КировТЭК», осуществляющий синхронизацию часов сервера БД, УСПД и счетчиков по эталонным сигналам точного времени, полученным от УСВ типа ИВЧ-1/Н.
Сервер БД осуществляет коррекцию показаний часов УСПД и счетчиков, коррекция выполняется автоматически при расхождении показаний часов УСПД и счетчиков с часами сервера БД более, чем на ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков, УСПД и сервера БД. Погрешность часов компонентов системы (счетчиков, УСПД и сервера БД) не превышает ±5 с.
Журналы событий УСПД и счетчиков электрической энергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
| № ИК | Наименование присоединения | Тип, технические и метрологические характеристики, стандарт, номер Г осударственного реестра СИ и заводской номер | Наименование измеряемой величины | ||||
| ТТ | ТН | Счетчик электрической энергии | УСПД | УСВ | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | ПС-170 (ГПП-1) 1, 3 с.ш. 6 кВ | ТШЛ-10, 4000/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 3972-03; Заводской номер: 220,218 | НАМИ-10-95, 6000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 20186-05; Заводской номер: 359 | EA05RAL-B-3-W; 1ном (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 16666-97; Заводской номер: 01122342 | 9 2 4 0 0 О №: :р е ем о н й ок сд о g 3 3; 0 - 5 9 4 9 1№ S о тр с е е р с о Г О - 4 о В - 7М - 8 2 W - 5 2 т £ R | 01 0 6 3 8 0 5 3 0 :р е ем о н й ок сд о ва З ;4 0 - 0 8 1№ И С тр с е е л о о Г ;Н1/ | Активная и реактивная электрическая энергия и мощность |
| 2 | ПС-170 (ГПП-1) 2, 4 с.ш. 6 кВ | ТШЛ-10, 4000/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 3972-03; Заводской номер: 221,219 | НАМИ-10-95, 6000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 20186-05; Заводской номер: 364 | EA05RAL-B-3-W; Шом (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 16666-97; Заводской номер: 01122343 | |||
| 3 | ПС-170 (ГПП-1) 5 с.ш. 6 кВ | ТЛШ-10, 2000/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 11077-07; Заводской номер: 429,428 | НАМИ-10-95, 6000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 20186-05; Заводской номер: 386 | EA05RAL-B-3-W; Шом (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 16666-97; Заводской номер: 01122344 | |||
| 4 | ПС-170 (ГПП-1) 6 с.ш. 6 кВ | ТЛШ-10, 2000/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 11077-07; Заводской номер: 431,423 | НАМИ-10-95, 6000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 20186-05; Заводской номер: 1233 | EA05RAL-B-3-W; Шом (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 16666-97; Заводской номер: 01116959 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 5 | ПС-19 «Путиловская», РУ-6 кВ, 1 с.ш. «Ближний» | ТЛШ-10, 2000/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 11077-07; Заводской номер: 424,425 | НАМИ-10-95, 6000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 20186-05; Заводской номер: 358 | EA05RAL-B-3-W; 1ном (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 16666-97; Заводской номер: 01122345 | 9 2 4 0 О 0 №: :р е м о н й ок о в а 3 3; 0 - 5 9 4 9 1№ 5 тр с е е р с о Г О - 4 о В - 7 7М - 8 2 W - 5 2 3 6 р2 | 01 0 6 3 8 0 5 3 0 :р е S о н й ок сд о в а З ;4 0 41 0 8 1№ СИ тр с е е л о о Г ;Н1/ | Активная и реактивная электрическая энергия и мощность |
| 6 | ПС-19 «Путиловская», РУ-6 кВ, 2 с.ш. «Дальний» | ТЛШ-10, 2000/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 11077-07; Заводской номер: 427,401 | НАМИ-10-95, 6000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 20186-05; Заводской номер: 378 | EA05RAL-B-3-W; Шом (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 16666-97; Заводской номер: 01122346 | |||
| 7 | ПС-19 «Путиловская», РУ-6 кВ, 1 с.ш. «Дальний» | ТЛШ-10, 2000/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 11077-07; Заводской номер: 421,426 | НАМИ-10-95, 6000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 20186-05; Заводской номер: 358 | EA05RAL-B-3-W; Шом (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 16666-97; Заводской номер: 01122347 | |||
| 8 | ПС-19 «Путиловская», РУ-6 кВ, 2 с.ш. «Ближний» | ТЛШ-10, 2000/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 11077-07; Заводской номер: 422,430 | НАМИ-10-95, 6000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 20186-05; Заводской номер: 378 | EA05RAL-B-3-W; Шом (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 16666-97; Заводской номер: 01122348 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 9 | ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.5 | ТОЛ-10-1, 300/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 15128-07; Заводской номер: 3716,3740 | НАМИ-10-95, 6000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 20186-05; Заводской номер: 383,365 | EA05RAL-C-3-W; 1ном (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 16666-97; Заводской номер: 01122349 | RTU 325-Е-128-М7-В04^; Госреестр СИ № 19495-03; Заводской номер: № 000429 | ИВЧ-1/Н; Госреестр СИ №18041-04; Заводской номер: 0350836001 | Активная и реактивная электрическая энергия и мощность |
| 10 | ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.7 | ТОЛ-10-1, 300/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 15128-07; Заводской номер: 3718,3719 | EA05RAL-C-3-W; Шом (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 16666-97; Заводской номер: 01122350 | ||||
| 11 | ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.9 | ТОЛ-10-1, 400/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 15128-07; Заводской номер: 5297,5298 | EA05RAL-C-3-W; Шом (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 16666-97; Заводской номер: 01122351 | ||||
| 12 | ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.13 | ТОЛ-10-1, 400/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 15128-07; Заводской номер: 4675,5075 | EA05RAL-C-3-W; Шом (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 16666-97; Заводской номер: 01122352 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 13 | ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.27 | ТОЛ-10-1, 400/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 15128-07; Заводской номер: 4677,4678 | НАМИ-10-95, 6000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 20186-05; Заводской номер: 383,384 | EA05RAL-C-3-W; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 16666-97; Заводской номер: 01122353 | 9 2 4 0 0 0 £ Л е м о н й ок сд о са а 3 3; 0 - 5 9 4 9 1№ § тр с е е р с о Г О 1 0 В - 7 7М - 8 2 W - 5 <N т & р2 | 01 0 6 3 8 0 5 3 0 л е м о н й ок сд о в а З ;4 0 41 0 8 1№ СИ тр с е о л с о Г g | Активная и реактивная электрическая энергия и мощность |
| 14 | ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.29 | ТОЛ-10-1, 600/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 15128-07; Заводской номер: 3724,5063 | EA05RAL-C-3-W; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 16666-97; Заводской номер: 01122354 | ||||
| 15 | ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.31 | ТОЛ-10-1, 600/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 15128-07; Заводской номер: 3721,3722 | EA05RAL-C-3-W; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 16666-97; Заводской номер: 01122355 | ||||
| 16 | ТЭЦ-14 «Первомайская» | ТОЛ-10-1, 400/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 15128-07; Заводской номер: 4676,5027 | EA05RAL-C-3-W; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 16666-97; Заводской номер: 01116960 |
Примечание:
Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ЗАО «КировТЭК» используется программное обеспечение (ПО) «Аль-фаЦЕНТР».
ПО «АльфаЦЕНТР» осуществляет автоматический параллельный опрос счетчиков электрической энергии с использованием различных типов каналов связи и коммуникационного оборудования, расчет электрической энергии с учетом временных зон, нахождение максимумов мощности для каждой временной (тарифной) зоны, представление данных для анализа в табличном и графическом виде.
ПО «АльфаЦЕНТР» внесено в Государственный реестр средств измерений РФ в составе комплексов измерительно-вычислительных для учета электрической энергии «Альфа ЦЕНТР» под № 44595-10.
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в табл. 2.
Таблица 2
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Альфа ЦЕНТР» АС РЕ 50 | программа-планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) | Amrserver.exe | 3.29.4.0 | 7e87c28fdf5ef99142a d5734ee7595a0 | MD5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Amrc.exe | 3.29.8.0 | 9c588f4dad50081343 7bc81d91192ab7 | ||
| драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | 3.29.8.0 | ddc86a04fe7a9c84401 d17aa8db527d5 | ||
| драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | 3.29.0.0 | 0ad7e99fa26724e651 02e215750c655a | ||
| библиотека шифрования пароля счетчиков | encryptdll.dll | 2.0.0.0 | 0939ce05295fbcbbba 400eeae8d0572c | ||
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | нет | b8c331abb5e3444417 0eee9317d635cd |
Технические характеристики
Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета Номинальное напряжение на вводах системы, кВ Отклонение напряжения от номинального, %
Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А
Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока Коэффициент мощности, cos ф
Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С:
- трансформаторов тока, счетчиков
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с
Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее 16
6
±5
4000 (ИК 1, ИК 2)
2000 (ИК 3 -ИК 8)
300 (ИК 9, ИК 10)
400 (ИК 11 - ИК 13, ИК 16) 600 (ИК 14 - ИК 15) от 2 до 120
0,5 - 1
от 10 до 30
±5
50000
Пределы относительных погрешностей (приписанные характеристики погрешности) измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3.
Таблица 3
| № ИК | Наименование присоединения | Значение cosj | 2%1ном < I < 5%1ном | 5%1ном < I < 20%1ном | 20%1ном < I < 100%1ном | 100%1ном < I < 120%1ном |
| Активная энергия | ||||||
| 1 16 | ПС-170 (ГПП-1) 1,3 с.ш. 6 кВ ПС-170 (ГПП-1) 2,4 с.ш. 6кВ ПС-170 (ГПП-1) 5 с.ш. 6 кВ ПС-170 (ГПП-1) 6 с.ш. 6 кВ ПС 19 «Путиловская» РУ 6кВ, 1с.ш. «Ближний» ПС 19 «Путиловская» РУ 6кВ, 2с.ш. «Дальний» ПС 19 «Путиловская» РУ 6кВ, 1с.ш. «Дальний» ПС 19 «Путиловская» РУ 6кВ, 2с.ш. «Ближний» ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.5 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.7 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.9 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.13 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.27 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.29 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.31 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.35 | 1,0 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 |
| 1 16 | ПС-170 (ГПП-1) 1,3 с.ш. 6 кВ ПС-170 (ГПП-1) 2,4 с.ш. 6кВ ПС-170 (ГПП-1) 5 с.ш. 6 кВ ПС-170 (ГПП-1) 6 с.ш. 6 кВ ПС 19 «Путиловская» РУ 6кВ, 1с.ш. «Ближний» ПС 19 «Путиловская» РУ 6кВ, 2с.ш. «Дальний» ПС 19 «Путиловская» РУ 6кВ, 1с.ш. «Дальний» ПС 19 «Путиловская» РУ 6кВ, 2с.ш. «Ближний» ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.5 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.7 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.9 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.13 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.27 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.29 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.31 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.35 | 0,8 | ±3,0 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,8 |
| 1 16 | ПС-170 (ГПП-1) 1,3 с.ш. 6 кВ ПС-170 (ГПП-1) 2,4 с.ш. 6кВ ПС-170 (ГПП-1) 5 с.ш. 6 кВ ПС-170 (ГПП-1) 6 с.ш. 6 кВ ПС 19 «Путиловская» РУ 6кВ, 1с.ш. «Ближний» ПС 19 «Путиловская» РУ 6кВ, 2с.ш. «Дальний» ПС 19 «Путиловская» РУ 6кВ, 1с.ш. «Дальний» ПС 19 «Путиловская» РУ 6кВ, 2с.ш. «Ближний» | 0,5 | ±5,0 | ±3,4 | ±2,8 | ±2,6 |
| № ИК | Наименование присоединения | Значение cosj | 2%!ном < I < 5%!ном | 5%!ном < I < 20%!ном | 20%!ном < I < 100%!ном | 100%!ном < I < 120%Iном |
| 1 16 | ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.5 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.7 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.9 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.13 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.27 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.29 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.31 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.35 | 0,5 | ±5,0 | ±3,4 | ±2,8 | ±2,6 |
| Реактивная энергия | ||||||
| 1 16 | ПС-170 (ГПП-1) 1,3 с.ш. 6 кВ ПС-170 (ГПП-1) 2,4 с.ш. 6кВ ПС-170 (ГПП-1) 5 с.ш. 6 кВ ПС-170 (ГПП-1) 6 с.ш. 6 кВ ПС 19 «Путиловская» РУ 6кВ, 1с.ш. «Ближний» ПС 19 «Путиловская» РУ 6кВ, 2с.ш. «Дальний» ПС 19 «Путиловская» РУ 6кВ, 1с.ш. «Дальний» ПС 19 «Путиловская» РУ 6кВ, 2с.ш. «Ближний» ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.5 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.7 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.9 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.13 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.27 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.29 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.31 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.35 | 0,8 | ±5,1 | ±4,1 | ±3,6 | ±3,6 |
| 1 16 | ПС-170 (ГПП-1) 1,3 с.ш. 6 кВ ПС-170 (ГПП-1) 2,4 с.ш. 6кВ ПС-170 (ГПП-1) 5 с.ш. 6 кВ ПС-170 (ГПП-1) 6 с.ш. 6 кВ ПС 19 «Путиловская» РУ 6кВ, 1с.ш. «Ближний» ПС 19 «Путиловская» РУ 6кВ, 2с.ш. «Дальний» ПС 19 «Путиловская» РУ 6кВ, 1с.ш. «Дальний» ПС 19 «Путиловская» РУ 6кВ, 2с.ш. «Ближний» ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.5 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.7 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.9 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.13 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.27 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.29 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.31 ТЭЦ-14 «Первомайская», ГРУ-6 кВ, яч.35 | 0,5 | ±4,0 | ±3,7 | ±3,3 | ±3,3 |
Примечание:
В качестве характеристик погрешности указаны пределы относительной погрешности измерений (приписанные характеристики погрешности) при доверительной вероятности 0,95.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчики электрической энергии - среднее время наработки на отказ, не менее 50000 ч, средний срок службы 30 лет;
- трансформатор тока - среднее время наработки на отказ, не менее 4000000. Средний срок службы 30 лет;
- трансформатор напряжения - среднее время наработки на отказ, не менее 4400000. Средний срок службы 30 лет;
- УСПД - среднее время наработки на отказ, не менее 40000. Средний срок службы 30 лет;
- УСВ - среднее время наработки на отказ, не менее 20000 ч. Средний срок службы 10 лет;
- модем для коммутируемых линий, не менее 200000 ч;
- сервер БД - среднее время наработки на отказ, не менее 100000 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания компонентов АИИС КУЭ с помощью устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электроэнергии по электронной почте;
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- регистрация событий:
в журнале событий счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике; журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчетчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД;
сервера;
- защита информации на программном уровне:
результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
установка пароля на счетчик; установка пароля на УСПД; установка пароля на сервер.
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;
- УСПД- сохранение информации при отключении питания - 3 года;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ЗАО «КировТЭК».
Комплектность
| Наименование | Обозначение (марка и/или тип оборудования, версия ПО) | Кол-во |
| Счетчик электрической энергии | ЕвроАльфа ЕА05RAL-B-3-W | 8 |
| ЕвроАльфа ЕА05RAL-C-3-W | 8 | |
| Трансформаторы тока | ТШЛ-10 | 4 |
| ТЛШ-10 | 12 | |
| ТОЛ-10-1 | 16 | |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 | 8 |
| УСПД | RTU 325-E-128-M7-B04-G | 1 |
| УСВ | ИВЧ-1/Н | 1 |
| Модем для коммутируемых линий | ZyXEL U336E plus | |
| Сервер базы данных | ПЭВМ (IBM совместимый) | 1 |
| Программное обеспечение «Альфа Центр» | АС РЕ 50 | 1 |
| Инструкция по формированию и ведению базы данных | 58317473.422231. 1012-05.И4 | 1 |
| Руководство пользователя | 58317473.422231. 1012-05.И3 | 1 |
| Технологическая инструкция | 58317473.422231. 1012-05.И2 | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | 58317473.422231.1012-05.ИЭ | 1 |
| Методика измерений | 58317473.422231.1012-05.МИ | 1 |
| Методика поверки | 432-077-2012 МП | 1 |
| Паспорт-формуляр | 58317473.422231.1012-05.ПС | 1 |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом 432-077-2012 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «КировТЭК». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тест-С.-Петербург» 13.03.2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки счетчиков электрической энергии по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные «ЕвроАЛЬФА». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»;
- средства поверки устройства сбора и передачи данных RTU 325 по документу «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ВНИИМС в 2003 г.;
- средства поверки УСВ типа ИВЧ-1/Н по разделу 1.5.2 «Руководства по эксплуатации ЯКШГ.468262.001РЭ»;
- переносной компьютер с ПО и оптическим преобразователем для работы со счетчиками системы;
- радиочасы МИР-РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Измерения производятся в соответствии с документом «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «КировТЭК» 58317473.422231.1012-05.МИ». Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.00189-2011 от 08.09.2011 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ЗАО «КировТЭК»
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
2. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3. 432-077-2012 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «КировТЭК». Методика поверки».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.