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

№:

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

-

-

8

2

W

-

5 2

т

£

R

01

0

6

3

8

0

5

3

0

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

№:

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

-

8 2

W

-

5 2 3

6 р2

01

0

6

3

8

0

5

3

0

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

-

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.

Развернуть полное описание