Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) оптового рынка электроэнергии филиала ОАО "МРСК Центра" - "Костромаэнерго" АИИС КУЭ Костромаэнерго-2

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 14д2 от 25.12.08 п.55
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 34499
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск технорабочий проект АИИС.411711.2949
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) оптового рынка электроэнергии филиала ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ Костромаэнерго-2) предназначена для измерений количества электрической энергии и мощности, времени и интервалов времени.

Область применения - коммерческий учёт электрической энергии и мощности на подстанциях филиала ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго», в том числе для взаимных расчетов на оптовом рынке электрической энергии (ОРЭ).

Описание

АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 представляет собой трехуровневую информационноизмерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.

Функции, реализованные в АИИС КУЭ Костромаэнерго-2:

- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии, характеризующих оборот товарной продукции;

- автоматический регламентированный и/или по запросу сбор данных о приращениях электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 минут), привязанных к единому времени;

- передача результатов измерений в программно-аппаратный комплекс (ПАК) администратора торговой системы;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и логическом уровнях (пломбирование, установка паролей и т.д.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств;

- конфигурирование и параметрирование технических средств и программного обеспечения;

- ведение единого времени в АИИС КУЭ Костромаэнерго-2.

В состав АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 входят

- информационно - измерительные комплексы (далее по тексту - ИИК) точек измерений электроэнергии - первый уровень;

- информационно-вычислительный комплекс электроустановок (далее по тексту -ИВКЭ) - второй уровень;

- информационно - вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК) - третий уровень;

- система обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ);

- технические средства приема - передачи данных и каналы связи.

Первый уровень - ИИК выполняет функцию автоматического проведения измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности на подстанциях «Костромаэнерго» по одному из присоединений (точке учета) и включает в себя следующие средства измерений:

- измерительные трансформаторы тока;

- измерительные трансформаторы напряжения;

- вторичные измерительные цепи;

- счетчики электрической энергии.

Перечень ИИК приведен в таблице 1.

Таблица 1 - Перечень ИИК

Канал измерений

Средство измерений

Наименование измеряемой величины

Номер ИК

Наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, соэффициент трансформант № Госреестра СИ

Фаза

Обозначение;

(заводской номер)

1

2

3

4

5

6

1

ПС Октябрьская Ввод ВЛ-110 кВ

ТТ

KnT=0,2S

Ктт=50/1 23256-05

А

ТБМО-110 УХЛ1; (4934)

Ток первичный, 1|

В

ТБМО-110 УХЛ1; (4932)

С

ТБМО-110 УХЛ1; (4931)

TH

КлТ=0,2 Ктн= 110000/100 24218-03

А

НАМИ-110 УХЛ1; (2301)

Напряжение пер-вичное, U]

В

НАМИ-110 УХЛ1; (2229)

С

НАМИ-110 УХЛ1; (2226)

Счетчик

KnT=0,2S/l,0 35437-07

Протон-К ЦМ-02; (8954060)

Энергия активная

Энергия реактивная

Время

2

ПС Нея ВЛ-110 кВ Антропово (Т)

ТТ

KnT=0,5S Ктт=300/1 29255-05

А

ТВ-110; (3898)

Ток первичный, I]

В

ТВ-110; (3897)

С

ТВ-110; (3946)

TH

КлТ=0,2 Ктн=110000/100 24218-03

А

НАМИ-110 УХЛ1; (1931)

Напряжение пер-вичное, Uj

В

НАМИ-110 УХЛ1; (1982)

С

НАМИ-110 УХЛ1; (1954)

Счетчик

KnT=0,5S/l,0

35437-07

Протон-К ЦМ-05; (7956800)

Энергия активная

Энергия реактивная

Время

3

ПС Нея ВЛ-110 кВ Мантурово-1

ТТ

KjiT=0,5S Ктт=300/1 29255-05

А

ТВ-110; (3896)

Ток первичный, I!

В

ТВ-110; (3950)

С

ТВ-110; (3945)

TH

КлТ=0,2 Ктн= 110000/100 24218-03

А

НАМИ-110 УХЛ1; (1931)

Напряжение пер-вичное, U]

В

НАМИ-110 УХЛ1; (1982)

С

НАМИ-110 УХЛ1; (1954)

Счетчик

KnT=0,5S/l,0 35437-07

Протон-К ЦМ-05; (7956807)

Энергия активная

Энергия реактивная Время

4

ПС Нея ВЛ-110 кВ Мантурово-2

ТТ

KnT=0,5S Ктт=300/1 29255-05

А

ТВ-110; (3847)

Ток первичный, Ii

В

ТВ-110; (3895)

С

ТВ-НО; (3951)

TH

КлТ=0,2 Ктн=110000/100 24218-03

А

НАМИ-110 УХЛ1; (1931)

Напряжение первичное, U]

В

НАМИ-110 УХЛ1; (1982)

С

НАМИ-110 УХЛ1; (1954)

Счетчик

KnT=0,5S/l,0

35437-07

Протон-К ЦМ-05; (7956805)

Энергия активная Энергия реактивная Время

Продолжение Таблицы 1

1

2

3

4

5

6

5

ПС Нея ОВМ-ИОкВ

ТТ

КлТ=0,58 Ктт=300/1 29255-05

А

ТВ-110; (3899)

Ток первичный, Б

В

ТВ-110; (3939)

С

ТВ-110; (3952)

TH

КлТ=0,2 Ктн= 110000/100 24218-03

А

НАМИ-110 УХЛ1; (1799)

Напряжение пер-винное, U|

В

НАМИ-110 УХЛ1; (2215)

С

НАМИ-110 УХЛ1; (2221)

Счетчик

КлТ=0,58/1,0

35437-07

Протон-К ЦМ-05; (7956803)

Энергия активная

Энергия реактивная

Время

6

ПС Нея ВЛ-27,5 кВ Тяговая-1

ТТ

KnT=0,5S Ктт=500/1 33045-06

А

ТБМО-35; (46)

Ток первичный, Б

В

ТБМО-35; (45)

С

ТБМО-35; (48)

TH

КлТ=0,5 Ктн=27500/100 21257-06

А

ЗНОЛ-35Ш; (163)

Напряжение пер-винное, U1

В

ЗНОЛ-35Ш; (168)

С

ЗНОЛ-35Ш; (166)

Счетчик

KnT=0,5S/l,0 27524-04

СЭТ-4ТМ.03; (0107081879)

Энергия активная

Энергия реактивная

Время

7

ПС Нея ВЛ-27,5 кВ Тяговая-2

ТТ

КлТ=0,58 Ктт=500/1 33045-06

А

ТБМО-35; (47)

Ток первичный, Б

В

ТБМО-35; (49)

С

ТБМО-35; (50)

TH

КлТ=0,5 Ктн=27500/100 21257-06

А

ЗНОЛ-35Ш; (165)

Напряжение пер-винное, U|

В

ЗНОЛ-35Ш; (167)

С

ЗНОЛ-35Ш; (160)

Счетчик

KnT=0,5S/l,0

27524-04

СЭТ-4ТМ.03; (0107081848)

Энергия активная

Энергия реактивная

Время

8

ПС Гусево ВЛ-110 кВ Манту-рово-Гусево

ТТ

KnT=0,2S Ктт=300/1 23256-02

А

ТБМО-110 УХЛ1; (4688)

Ток первичный, Б

В

ТБМО-110 УХЛ1; (4689)

С

ТБМО-110 УХЛ1; (4717)

TH

КлТ=0,5 Ктн= 110000/100 26452-06

А

НКФ-110; (14704)

Напряжение пер-винное, U|

В

НКФ-110; (14867)

С

НКФ-110; (14830)

Счетчик

КлТ=0,28/1,0 35437-07

Протон-К ЦМ-02; (8954009)

Энергия активная

Энергия реактивная

Время

9

ПС Шекшема Ввод 110 кВ

ТТ

КлТ=0,28 Ктт=50/1 23256-02

А

ТБМО-110 УХЛ1; (4935)

Ток первичный, Б

В

ТБМО-110 УХЛ1; (4906)

С

ТБМО-110 УХЛ1; (4933)

TH

КлТ=0,2 Ктн=110000/100 24218-03

А

НАМИ-110 УХЛ1; (2193)

Напряжение пер-винное, и.

В

НАМИ-110 УХЛ1; (2222)

С

НАМИ-110 УХЛ1; (2285)

Счетчик

КлТ=0,28/1,0

35437-07

Протон-К ЦМ-02; (8954053)

Энергия активная

Энергия реактивная

Время

Примечание - В процессе эксплуатации допускается замена ТТ и TH на компоненты утверждённых типов того же или более высокого класса точности, счетчиков электроэнергии на счётчики того же типа того же или более высокого класса точности с внесением необходимых изменений в формуляр без внесения изменений в метрологические характеристики измерительных каналов и без переоформления сертификата об утверждении типа

Второй уровень - ИВКЭ построен на базе устройства сбора и передачи данных типа «Систел-УСПД». В состав ИВКЭ также входят средства обеспечения единого времени (СОЕВ). На уровне ИВКЭ обеспечивается:

- автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;

- контроль достоверности результатов измерений;

- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);

- разграничение прав доступа к информации.

Между ИВКЭ и ИВК организован канал связи, обеспечивающий передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИВКЭ в ИВК.

Третий уровень - ИВК обеспечивает:

- автоматизированный сбор, обработку и хранение результатов измерений;

- контроль достоверности результатов измерений;

- доступ ИАСУ КУ к информации;

- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.д.);

- разграничение прав доступа к информации.

Третий уровень включает в себя:

- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

- сервер АИИС КУЭ;

- автоматизированное рабочее место (далее по тексту - АРМ)

- технические средства для организации локальной вычислительной сети.

Многофункциональные счетчики электрической энергии с цифровыми выходами (интерфейс RS-485) Протон-К ЦМ-02, Протон-К ЦМ-05 и СЭТ-4ТМ.03 измеряют энергию, мощность и другие параметры и сохраняют эту информацию в энергонезависимой памяти.

Данные со счётчиков электрической энергии поступают на соответствующие УСПД с установленным Прикладным программным обеспечением УСПД. УСПД осуществляют сбор, накопление и промежуточное хранение данных, проверку их корректности.

Далее информация поступает на сервер хранения и обработки информации с установленным Прикладным программным обеспечением. Сервер осуществляет прием данных с УСПД, архивирование данных в энергонезависимой памяти - на жестком диске, автоматически производя резервное копирование, а также конфигурирование и настройку программной части АИИС КУЭ Костромаэнерго-2.

В качестве стандартного программного обеспечения сервера используются операционная система Linux.

Для защиты АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование компонентов АИИС КУЭ Костромаэнерго-2, кроссовых и клеммных коробок и шкафов, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства защиты файлов и баз данных).

СОЕВ формируется на всех уровнях АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 и выполняет законченную функцию измерений времени. В составе СОЕВ используется модуль GPS, который обеспечивает прием сигналов точного времени и синхронизацию УСПД по системе GPS. Для поддержания точного времени в системе, УСПД выполняет автоматическую коррекцию собственных часов, в счетчиках синхронизация времени осуществляется с временем часов УСПД во время сеанса связи с ним.

Технические характеристики

Основные технические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

1

Число измерительных каналов АИИС КУЭ Костромаэнерго-2

9

2

Номинальное значение первичного тока (Ii) для ИК (№№ 1, 9)

50 А

3

Номинальное значение первичного тока (Г) для ИК (№№ 2-5, 8)

300 А

4

Номинальное значение первичного тока (Ii) для ИК (№№ 6, 7)

500 А

5

Диапазон первичного напряжения (Ui) для ИК (№№ 1-5, 8, 9)

(99-121) кВ

6

Диапазон первичного напряжения (Ui) для ИК (№№ 25, 26)

(24,75-30,25) кВ

7

Коэффициент мощности coscp

(0,8-1,0) емк.

(0,5-1,0) инд.

8

Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 1, 9), включающих ТТ класса точности 0,2S; TH класса точности 0,2 и счетчики класса точности 0,2S при емкостной нагрузке:

- в точке диапазона первичного тока сети (coscp = 1): Г = 0,01 4ном

± 1,0%

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): I] = 0,024ном

±( 1,0-1,2) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): 1, = 0,054ном

± (0,6-0,9) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): It = 0,24ном

± (0,5-0,7) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,04ном

± (0,5-0,7) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,24ном

± (0,5-0,7) %

9

Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 1, 9), включающих ТТ класса точности 0,2S; TH класса точности 0,2 и счетчики класса точности 0,2S при индуктивной нагрузке:

- в точке диапазона первичного тока сети (coscp =1): Г = 0,014ном

± 1,0%

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,024ном

±( 1,0-1,9) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,054ном

± (0,6-1,3) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): I, = 0,24ном

± (0,5-1,0) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): 1| = 1,04ном

± (0,5-1,0) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,24ном

± (0,5-1,0) %

10

Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 2-5), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH класса точности 0,2 и счетчики класса точности 0,5S при емкостной нагрузке:

- в точке диапазона первичного тока сети (coscp =1): Г = 0,014ном

± 2,0 %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,021ном

±( 1,9-2,7) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,05 4ном

±( 1,1-1,8) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,24ном

+ (0,9-1,2) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Ii = 1,04ном

±(0,9-1,2) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,24ном

± (0,9-1,2) %

11

Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№2-5), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH класса точности 0,2 и счетчики класса точности 0,5S при индуктивной нагрузке:

- в точке диапазона первичного тока сети (coscp =1): Г = 0,014ном

± 2,0 %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): I, = 0,024ном

±( 1,9-4,8) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): l! = 0,054ном

± (1,1-3,0) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): Г = 0,24ном

± (0,9-2,0) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): Г = 1,04ном

± (0,9-2,0) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): Г = 1,24ном

± (0,9-2,0) %

12

Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 6, 7), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 0,5S при емкостной нагрузке:

- в точке диапазона первичного тока сети (coscp = 1): Г = 0,0 Ыном

±2,1 %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,02-1ном

± (2,0-2,8) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,05 1ном

± (1,2-2,0) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,21ном

±(1,0-1,4) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,01ном

±( 1,0-1,4) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,21ном

±( 1,0-1,4) %

13

Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 6, 7), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 0,5S при индуктивной нагрузке:

- в точке диапазона первичного тока сети (coscp =1): It = 0,0 Ыном

±2,1 %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): l! = 0,021ном

± (2,0-4,9) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): Г = 0,051ном

± (1,2-3,2) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): I] = 0,21ном

± (1,0-2,3) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): Ij = 1,01ном

± (1,0-2,3) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): Г = 1,21ном

± (1,0-2,3) %

14

Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№ 8), включающих ТТ класса точности 0,2S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 0,2S при емкостной нагрузке:

- в точке диапазона первичного тока сети (coscp =1): Г = 0,0 Ыном

± 1,2%

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): I] = 0,021ном

±( 1,1-1,4) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 0,054ном

± (0,8-1,1) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): I, = 0,21ном

± (0,7-0,9) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,01ном

± (0,7-0,9) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,8): Г = 1,21ном

± (0,7-0,9) %

15

Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№ 8), включающих ТТ класса точности 0,2S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 0,2S при индуктивной нагрузке:

- в точке диапазона первичного тока сети (coscp =1): Г = 0,0 Ыном

± 1,2%

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): 1| = 0,02-1ном

±( 1,1-2,2) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): I, = 0,051ном

±(0,8-1,7) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): I, = 0,24ном

±(0,7-1,5) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): Г = 1,04ном

±(0,7-1,5) %

- в точке диапазона первичного тока сети (1> coscp >0,5): I, = 1,21ном

±(0,7-1,5) %

16

Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 1, 9), включающих ТТ класса точности 0,2S; TH класса точности 0,2 и счетчики класса точности 1,0 при емкостной нагрузке (sincp = 0,6):

- в точке диапазона первичного тока сети: It = 0,021ном

± 2,2 %

- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,051ном

± 1,5 %

- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,21ном

± 1,4%

- в точке диапазона первичного тока сети: I] = 1,01ном

± 1,4%

- в точке диапазона первичного тока сети: I, = 1,21ном

± 1,4%

17

Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№1, 9), включающих ТТ класса точности 0,2S; TH класса точности 0,2 и счетчики класса точности 1,0 при индуктивной нагрузке (sincp = 0,866):

- в точке диапазона первичного тока сети: I! = 0,021ном

± 2,0 %

- в точке диапазона первичного тока сети: I] = 0,051ном

± 1,3 %

- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,21ном

± 1,2%

- в точке диапазона первичного тока сети: lj = 1,01ном

± 1,2%

- в точке диапазона первичного тока сети: Ii = 1,2-1ном

± 1,2%

18

Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 2-5), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH класса точности 0,2 и счетчики класса точности 1,0 при емкостной нагрузке (sincp = 0,6):

- в точке диапазона первичного тока сети: Т = 0,021ном

±4,1 %

- в точке диапазона первичного тока сети: I] = 0,05 1ном

± 2,5 %

- в точке диапазона первичного тока сети: I] = 0,21ном

± 1,9%

- в точке диапазона первичного тока сети: Т = 1,01ном

± 1,9%

- в точке диапазона первичного тока сети: I, = 1,21ном

± 1,9%

19

Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№2-5), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH классом точности 0,2 и счетчики класса точности 1,0 при индуктивной нагрузке (sincp = 0,866):

- в точке диапазона первичного тока сети: h = 0,021ном

± 2,7 %

- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,051ном

± 1,7%

- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,2-1ном

± 1,4%

- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 1,0-1ном

± 1,4%

- в точке диапазона первичного тока сети: I, = 1,21ном

± 1,4%

20

Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 6, 7), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 1,0 при емкостной нагрузке (sincp = 0,6):

- в точке диапазона первичного тока сети: I] = 0,021ном

± 4,2 %

- в точке диапазона первичного тока сети: 1, = 0,05Тном

± 2,6 %

- в точке диапазона первичного тока сети: Т = 0,21ном

±2,1 %

- в точке диапазона первичного тока сети: I, = 1,01ном

±2,1 %

- в точке диапазона первичного тока сети: I, = 1,21ном

±2,1 %

21

Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№№ 6, 7), включающих ТТ класса точности 0,5S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 1,0 при индуктивной нагрузке (sincp = 0,866):

- в точке диапазона первичного тока сети: I, = 0,021ном

± 2,8 %

- в точке диапазона первичного тока сети: I] = 0,054ном

± 1,8%

- в точке диапазона первичного тока сети: Ii = 0,21ном

± 1,6 %

- в точке диапазона первичного тока сети: Ii = 1,01ном

± 1,6%

- в точке диапазона первичного тока сети: Ii = 1,21ном

± 1,6%

22

Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№ 8), включающих ТТ класса точности 0,2S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 1,0 при емкостной нагрузке (sinq> = 0,6):

- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,021ном

± 2,4 %

- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,051ном

± 1,7%

- в точке диапазона первичного тока сети: I, = 0,21ном

± 1,6%

- в точке диапазона первичного тока сети: I] = 1,01ном

± 1,6%

- в точке диапазона первичного тока сети: I, = 1,21ном

± 1,6%

23

Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений количества реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, для ИК (№ 8), включающих ТТ класса точности 0,2 S; TH класса точности 0,5 и счетчики класса точности 1,0 при индуктивной нагрузке (sincp = 0,866):

- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,02-1ном

± 2,0 %

- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,051ном

± 1,4%

- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,21ном

± 1,4%

- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 1,01ном

± 1,4%

- в точке диапазона первичного тока сети: Г = 1,21ном

± 1,4%

24

Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальной в пределах рабочего диапазона на каждые 10"С:

- при измерении количества активной электрической энергии:

для ИК№№ 1, 8, 9:

при COS(p= 1

при cos(p=0,5

для ИК №№ 2-7:

при coscp=l

при coscp=0,5

- при измерении количества реактивной электрической энергии:

для ИК №№ 6, 7:

для остальных ИК:

при sinq>=l

при sincp=0,5

±0,1 % ± 0,2 %

± 0,3 %

± 0,5 %

±o>sQco

± 0,5 %

± 0,7 %

25

Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений, вызванной изменением первичного напряжения в пределах ±10 %:

- при измерении количества активной электрической энергии:

для ИК №№ 1, 8, 9:

при coscp= 1

при cos(p=0,5

для ИК №№ 2-7:

при COS(p= 1

при cos<p=0,5

- при измерении количества реактивной электрической энергии:

для ИК №№ 6, 7

для остальных ИК:

при sin<p=l

при sincp=0,5

±0,1 % ± 0,2 %

± 0,2 %

± 0,4 %

0%

± 0,7 %

± 1,0%

26

Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений, вызванной изменением частоты в пределах ± 2 %:

- при измерении количества активной электрической энергии:

для ИК№№ 1, 8,9:

при COS(p=l

при cos(p=0,5

для ИК №№ 2-5:

при COS(p=l

при cos(p=0,5

- при измерении количества реактивной электрической энергии для ИК №№ 1-5, 8, 9:

при sin<p= 1

при sincp=0,5

Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений, вызванной изменением частоты в пределах ± 5 %:

- при измерении количества активной электрической энергии для ИК №№ 6, 7:

при COS(p= 1

при cos(p=0,5

- при измерении количества реактивной электрической энергии для ИК №№ 6, 7:

± 0,1 % ±0,1 %

± 0,2 %

± 0,2 %

± 1,5 %

± 1,5%

± 0,2 %

± 0,2 %

±0,5-5QCO

27

Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений, вызванной внешним магнитным полем до 0,5 мТл

- при измерении количества активной электрической энергии:

для ИК №№ 1, 8, 9

для ИК №№ 2-7

- при измерении количества реактивной электрической энергии:

для ИК №№ 6, 7 для остальных ИК

± 0,5 % ± 1,0%

±5Qco

± 2,0 %

28

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени и интервалов времени

± 5 с

Условия эксплуатации АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 определяются условиями эксплуатации оборудования, входящего в состав системы.

- напряжение питающей сети переменного тока                  (198 -242) В

- частота питающей сети                                       (47,5 - 52,5) Гц

- температура (для TH и ТТ)                                    ([-30] - 50) °C

- температура (для счётчиков)                                    (5 - 40) °C

- температура (для УСПД, Сервера АИИС КУЭ, каналообразующего

и вспомогательного оборудования)                            (10 - 40) °C

- индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков)            (0 - 0,5) мТл

Средняя наработка на отказ                                    35000 ч

Средний срок службы                                        10 лет

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации в правом верхнем углу.

Комплектность

В комплект АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 входят технические средства, программные средства и документация, представленные в таблицах 3, 4 и 5 соответственно.

Таблица 3 - Технические средства

Наименование

Обозначение

Кол-во

1

Трансформатор напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

12

2

Трансформатор напряжения

НКФ-110

3

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-35 III

6

4

Трансформатор тока

ТБМО-35

6

5

Трансформатор тока

ТБМО-ИО

9

6

Трансформатор тока

ТВ-110

12

7

Счётчик электрической энергии Протон-К

ЦМ-02-А-2-234

3

8

Счётчик электрической энергии Протон-К

ЦМ-05-А-2-234

4

9

Счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ

СЭТ-4ТМ.03.1

2

10

Шкаф учета комплектный в составе: УСПД «Систел», модуль резервного питания, ИБП, АВР, климат-контроль, GSM модем, GPS приемник, коммутатор Ethernet

4

11

Сервер

FSi-VFY PRIMERGY RX 300S3 2xXeon L5320 Quard Core 1.86GHz 2x4Mb/4GB 2HDD SATA 160GB

2

12

Модем GSM

GSM/GPRS модем MOXA OnCell G2150I

6

13

Коммутатор Ethernet

1

14

Устройство синхронизации времени

УСВ1

1

15

АРМ диспетчера

1

16

Источник бесперебойного питания

2

Таблица 4 - Программные средства

Наименование

Обозначение

Кол-во

1

Системное программное обеспечение

Linux

1

2

Прикладное программное обеспечение УСПД

4

3

Прикладное программное обеспечение сервера

ПО «Базис»

1

4

Программное обеспечение конфигурирования счетчиков

ПО «Конфигуратор СЭТ-4ТМ»

1

5

Программное обеспечение конфигурирования счетчиков

ПО «Конфигуратор Протон-К»

1

6

Прикладное программное обеспечение АРМ

6

Таблица 5 - Документация

Наименование

Кол-во

1

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) оптового рынка электроэнергии филиала ОАО «МРСК Центра» - «Кострома-энерго». Технорабочий проект АИИС.411711.2949. Том 1. Технический проект

1

2

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) оптового рынка электроэнергии филиала ОАО «МРСК Центра» - «Кострома-энерго». Технорабочий проект АИИС.411711.2949. Том 2. Рабочая документация

1

3

Перечень входных данных АИИС.411711. 2949.В1

1

4

Перечень выходных АИИС.411711. 2949.В2

1

5

Технологическая инструкция АИИС.411711. 2949.И2

1

6

Руководство пользователя АИИС.411711. 2949.ИЗ

1

7

Инструкция по формированию и ведению базы данных ВИТК. 13723208.030-И4

1

8

Инструкция по эксплуатации АИИС.411711.2949.ИЭ

1

9

Формуляр АИИС.411711.2949.ФО

1

10

Паспорт АИИС.411711. 2949.ПС

1

Поверка

Поверка производится в соответствии с документом «АИИС КУЭ Костромаэнерго-2. Методика поверки», согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Пензенский ЦСМ» 19 декабря 2008 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- TH-по ГОСТ 8.216-88;

- СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1;

- Протон-К - по методике поверки ИСТА.ООЗ-ОО-ОО-ООМП.

Перечень оборудования, необходимого для поверки:

- мультиметр «Ресурс-ПЭ»;

- приёмник сигналов точного времени - радиочасы РЧ-011;

- средства поверки в соответствии с нормативными документами (ГОСТ 8.216, ГОСТ 8.217, МИ 2845, методика поверки счётчиков СЭТ-4ТМ.03), регламентирующими поверку средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ Костромаэнерго-2.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

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

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

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

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

ГОСТ Р 52320-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии».

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.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) оптового рынка электроэнергии филиала ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго». Технорабочий проект АИИС.411711.2949. Том 1. Технический проект.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) оптового рынка электроэнергии филиала ОАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго». Технорабочий проект АИИС.411711.2949. Том 2. Рабочая документация.

Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ Костромаэнерго-2. Том 3.Эксплуатационная документация.

Счётчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.124 РЭ

Счетчики электрической энергии цифровые многозадачные трехфазные «Протон-К». Руководство по эксплуатации 72928956.4228.945РЭ

Заключение

Тип АИИС КУЭ Костромаэнерго-2 утверждён с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации.

Развернуть полное описание