Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии тип АИИС КУЭ КЭС-01

Основные
Тип
Год регистрации 2010
Дата протокола Приказ 1346 п. 01 от 20.11.201303д5 от 29.07.10 п.21709д3 от 11.09.08 п.58
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 32688
Примечание 20.11.2013 Внесены изменения в описание типа
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ИП
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ КЭС-01 (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения и учета активной и реактивной электрической энергии и мощности в ОАО «Курские электрические сети». Выполняет автоматический сбор, хранение и накопление, обработку и отображение полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор по единому календарному времени результатов измерений о приращениях электроэнергии и значениях электроэнергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;

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

- передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);

- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны сервера электросетевых и энергосбытовых организаций;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях;

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);

- проведение расчета стоимости потребленной электроэнергии с использованием многоставочного тарифа;

- получение наглядных форм и графиков потребления электроэнергии.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень:

- трансформаторы тока (ТТ) типов ТПЛМ-10, ТПЛ-10, ТКС-12, Т-0,66, ТТИ, ТШ-0,66, ТПОЛ-10, ТВЛМ-10, ТЛМ-10, ТПФМ-10 класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 7746-89, ГОСТ 7746-2001; - трансформаторы напряжения (ТН) типов НАМИ-10 КТ 0,2, НОМ-6, НАМИ-10, НТМИ-10, НТМК-10, НТМИ-6 КТ 0,5 по ГОСТ 1983-89;

- счетчики многофункциональные активной и реактивной электроэнергии типа ЕвроАЛЬФА модификации EA05RL -B-3, EA05RAL -B-3, ЕА05 RL -P1B-3; АЛЬФА Плюс модификации A2R2-3-AL-C25-T, A2R2-4-L-C25-T, A2R2-L-C25-T, A1805RALQ-P4GB-DW-4; Альфа 1800 модификации A1805RL-P4GB-DW-3; Меркурий 230 ART     класса точности   0,5S по

ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 класса точности 1,0 для реактивной электроэнергии.

Лист № 2

Всего листов 16 Трансформаторы и счетчики установлены на объектах, указанных в таблице 2 (82 точки измерения).

2-й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе RTU- 325-Е-512-M3-Q-i2-G, номер Госреестра 30909-08.

3-й - уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных ( DELL PowerEdge 2900), устройство синхронизации времени компонентов АИИС КУЭ - 18HVS, автоматизированные рабочие места персонала и программное обеспечение (ПО) Альфа ЦЕНТР, базирующееся на принципах клиент-серверной архитектуры (ZOC Windows NT/2000, СУБД Oracle).

Первичные 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 и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за этот период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, её накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача информации в организации - участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера базы данных по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через Интернет провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов спутникового времени. Приемник сигналов спутникового времени входит в состав УСПД на базе RTU-325. Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера банка данных с временем УСПД осуществляется каждые 60 мин.

Суточный ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и разницу времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

Встроенное ПО семейства УСПД RTU-325

УТМ-У3

11.07.01.01

Модуль управления системным временем: a9b6290cb27bd3d4b 62e671436cc8fd7 Расчетный модуль преобразования к именованным величинам: 4cd52a4af147a1f12b Efa95f46bf311a

Стандартный MD5digest

Программное обеспечение (ПО) АИИС КУЭ разработано предприятием «ЭльстерМетроника», г. Москва. Размещено в УСПД RTU-325.

С целью защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных, предусмотрено:

- наличие пароля для установки рабочего режима;

- блокировка устройства в нерабочем состоянии;

- пломбирование мест соединения передней панели и корпуса устройства пломбировочными наклейками.

Места нанесения пломбировочных наклеек указаны на рисунке 1.

Лист № 4

Всего листов 16

Оценка влияния программного обеспечения на метрологические характеристики СИ: влияния нет.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010 - «С».

Технические характеристики

Средства измерения 1 уровня        измерительных каналов АИИС КУЭ, и

метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2.

Каждый измерительный канал кроме СИ 1-го уровня, указанных в таблице 2, включает в свой состав устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325-E-512 зав. № 002408, номер Госреестра 19495-03, относительная погрешность 0,1 % (2-й уровень). 3-й уровень АИИС КУЭ включает в себя средства, указанные в разделе «Описание средства измерений» настоящего Описания типа СИ.

Таблица 2 - Состав 1 - го уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК

ИК

Название присоединения

Тип оборудования (ТТ, ТН, счетчик)

Количе ство

Класс точности

Номер Госреестра

Заводской номер

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность, ±, %

Погр в раб. условиях ±, %

1

РП-24 Т1 - Медстекло яч. 7 10 кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

9217, 3804

1,1

2,8

НТМИ-10

1

0,5

831-69

6264

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153327

2

РП-24 Т2 - Медстекло яч.18 10 кВ

ТПЛ-10 УЗ

2

0,5

1276-59

8886, 9101

НТМИ-10

1

0,5

831-69

4851

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153329

3

ПС Промышленная ЗРУ яч.2 6 кВ

ТВЛМ-10

2

0,5

1356-63

58541, 58547

1,0

2,6

НАМИ-10

2

0,2

11094-87

406, 193

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153297

4

ПС Промышленная ЗРУ яч.2а 6 кВ

ТВЛМ-10

2

0,5

1356-63

09847, 09843

НАМИ-10

2

0,2

11094-87

406, 193

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153298

5

ПС Промышленная ЗРУ яч.8 6 кВ

ТВЛМ-10

2

0,5

1356-63

12191, 12870

НАМИ-10

2

0,2

11094-87

406, 193

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153295

6

ПС Промышленная

ЗРУ яч.13 6 кВ

ТВЛМ-10

2

0,5

1356-63

27305, 30795

НАМИ-10

2

0,2

11094-87

428, 415

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153294

7

ПС Промышленная ЗРУ яч.16 6 кВ

ТЛМ-10-1УЗ

2

0,5

2473-65

9188, 9050

НАМИ-10

2

0,2

11094-87

406, 193

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153305

8

ПС Промышленная

ЗРУ яч.17 6 кВ

ТВЛМ-10

2

0,5

1356-63

0221, 0344

НАМИ-10

2

0,2

11094-87

428, 415

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153306

9

ПС Промышленная ЗРУ яч. 27 6 кВ

ТВЛМ-10

2

0,5

1356-63

30810,00839

1,0

2,6

НАМИ-10

2

0,2

11094-87

434, 425

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153307

10

ПС Промышленная ЗРУ яч.48 6 кВ

ТВЛМ-10

2

0,5

1356-63

09842, 09817

НАМИ-10

2

0,2

11094-87

435, 433

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153309

11

ПС Промышленная ЗРУ яч.52 6 кВ

ТВЛМ-10

2

0,5

1356-63

09833, 09816

НАМИ-10

2

0,2

11094-87

435,433

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153304

12

РП ФТТ ЗРУ яч.1 6 кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

46000, 17921

1,1

2,8

НТМИ-6

1

0,5

831-69

3131

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153315

13

РП ФТТ ЗРУ яч.2 6 кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

27260, 459

НТМИ-6

1

0,5

831-69

3131

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153316

14

РП ФТТ ЗРУ яч.19

6 кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

24346,24110

НТМИ-6

1

0,5

831-69

1719

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153317

15

РП ФТТ ЗРУ яч.20 6 кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

45978, 62065

НТМИ-6

1

0,5

831-69

1719

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153318

16

РП-37 Маяк яч.1

10 кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

1296, 291

НТМИ-10

1

0,5

831-69

1241

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153323

17

РП-37 Маяк яч.11 10 кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

18616, 288

НТМИ-10

1

0,5

831-69

1241

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153324

18

РП-37 Маяк яч.13 10 кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

73922, 73988

НТМИ-10

1

0,5

831-69

1241

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153296

19

РП-37 Маяк яч.15 10кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

21811, 22751

1,1

2,8

НТМИ-10

1

0,5

831-69

1014

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153326

20

КТП РТП-2 яч.4 6 кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

58545, 58611

НТМИ-6

1

0,5

831-69

88

EA05RLP1B-3

1

0,5S

16666-97

01153320

21

КТП РТП-2 яч.16

6 кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

0293, 31578

НТМИ-6

1

0,5

831-69

4084

EA05RL-P1B-3

1

0,5S

16666-97

01153321

22

КТП РТП-2 яч.18 6 кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

14158,11130

НТМИ-6

1

0,5

831-69

4084

EA05RL-P1B-3

1

0,5S

16666-97

01153319

23

КТП РТП-1 яч.20 6 кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

123, 30

НТМИ-6

1

0,5

831-69

4070

EA05RL-P1B-3

1

0,5S

16666-97

01153322

24

РП-13 КХВ яч.1а 6 кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

9749, 42330

НТМК-6

1

0,5

831-69

531

EA05RAL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153311

25

РП-13 КХВ яч.2 6 кВ

ТПЛМ-10

2

0,5

1276-59

60428, 59122

НТМК-6

1

0,5

831-69

513

EA05RAL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153312

26

РП-13 КХВ яч.4 к ТП

Гуторово 6 кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

2253, 7598

1,1

2,8

НТМК-6

1

0,5

831-69

513

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153331

27

РП-13 КХВ яч.6 6 кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

39834, 39833

НТМК-6

1

0,5

831-69

513

EA05RAL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153313

28

ТП-25 Аккумулятор яч.4 6 кВ

ТПЛМ-10

2

0,5

1276-59

24469, 25985

НТМИ-6

1

0,5

831-69

342

A2R2-3-AL-C25-T

1

0,5S

16666-97

01160696

29

ТП-25 Аккумулятор яч.9 6 кВ

ТПЛМ-10

2

0,5

1276-59

24440, 15836

1,1

2,8

НТМИ-6

1

0,5

831-69

114

A2R2-3-AL-C25-T

1

0,5S

16666-97

01160708

30

ТП-8 Аккумулятор яч.5 6 кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

60512, 59949

НТМК-6

1

0,5

831-69

418

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153310

31

РП-2 яч.4 КПК 6 кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

55657, 55574

НТМИ-6

1

0,5

831-69

9364

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153328

32

РП-2 яч.14 КПК 6 кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

2430, 2434

НТМИ-6

1

0,5

831-69

9364

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153330

33

РП-2 яч.23 КПК 6 кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

52185, 52206

НТМИ-6

1

0,5

831-69

6587

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153332

34

ГПП яч.36 КПК 6 кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

56762, 52750

НТМИ-6

1

0,5

831-69

3409

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153293

35

РП-2 ЭММ яч.2 6 кВ

ТПЛМ-10

2

0,5

1276-59

74564, 74599

НТМИ-6

1

0,5

831-69

9693

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153302

36

РП-2 ЭММ яч.20 6 кВ

ТПЛМ-10

2

0,5

1276-59

54601, 54614

НТМИ-6

1

0,5

831-69

6594

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153300

37

ТП Технотекс яч.8 6 кВ

ТПЛ-10М

2

0,5

1276-59

10760, 10773

1,0

2,6

НОМ-6

2

0,5

159-49

7218, 7231

EA05RAL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153292

38

РП ТЭМП завода С. Орджоникидзе яч. 8 10 кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

37771, 189

1,1

2,8

НТМК-10

1

0,5

355-49

02

EA05RAL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153314

39

КРУН Курского РЭС 6 кВ

ТКС-12

2

0,5

2363-68

08232, 08128

1,1

2,8

НТМИ-6

1

0,5

831-69

5600

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153291

40

ТП-535 яч. 4 6 кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

18025, 0883

НТМИ-6

1

0,5

831-69

136

EA05RAL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153325

41

ТП-548 яч.4 ПС

Щетинка 10 кВ

ТПЛМ-10

2

0,5

2363-68

14174, 14184

НТМИ-10

1

0,5

831-69

3736

A2R2-3-AL-C25T

1

0,5S

14555-02

01160709

42

ТП-437 Т-1 0,4 кВ

ТТИ

3

0,5

28139-07

Y34584,Y43562,

Y34583

0,8

2,0

A2R2-4-L-C25-T

1

0,5S

14555-02

01160702

43

ТП-437 Т-2 0,4 кВ

ТТИ

3

0,5

28139-07

Y34589,Y34592,

Y34585

A2R2-4-L-C25-T

1

0,5S

14555-02

01160703

44

ТП-26 ЦЭС Т-1 0,4 кВ

Т-0,66

3

0,5

15698-96

180812,180810,

180806

A2R2-4-L-C25-T

1

0,5S

14555-02

01160705

45

ТП-26 ЦЭС Т-2 0,4 кВ

Т-0,66

3

0,5

15698-96

180809,180811,

180808

A2R2-4-L-C25-T

1

0,5S

14555-02

01160706

46

ТП-254 Молоко яч.2 6 кВ

ТПЛ-10

2

0,5

1276-59

21983, 31515

1,1

2,8

НТМИ-6

1

0,5

831-69

1040

EA05RL-B-3

1

0,5S

16666-97

01153299

47

ТП-572 Т-1 0,4 кВ

Т-0,66У3

3

0,5

15698-96

00958, 77011, 77062

0,8

2,0

A2R2-L-C25-T

1

0,5S

14555-02

01160699

48

ТП-572 Т-2 0,4 кВ

Т-0,66У3

3

0,5

15698-96

22390, 77112, 22582

A2R2-L-C25-T

1

0,5S

14555-02

01160700

49

ТП-739 - ф.17 ПС Западная Зубково 0,4 кВ

Т-0,66У3

3

0,5

15698-96

172710,172711,

172712

A2R2-L-C25-T

1

0,5S

14555-02

01155216

50

СКТП-853 База теплосетей 0,4 кВ

Т-0,66У3

3

0,5

15698-96

146448; 146447;

146446

0,8

2,0

A2R2-L-C25-T

1

0,5S

14555-02

01155218

51

КТП-630 МУП ЖКХ 0,4кВ

ТШ-0,66Т-0,66У3

1; 2

0,5

22657-02

15698-96

142715, 041884, 041877

A2R2-L-C25-T

1

0,5S

14555-02

01155228

52

КТП-315 МУП ЖКХ 0,4 кВ

Т-0,66

3

0,5

15698-96

024130; 024176;

024159

A2R2-L-C25-T

1

0,5S

14555-02

01155227

53

ТП 750 0,4 кВ

Т-0,66

3

0,5

15698-96

146445; 146442;

146443

A2R2-L-C25-T

1

0,5S

14555-02

01155223

54

ТП-9жд яч.2 0,4 кВ

Т-0,66

3

0,5

15698-96

77417; 64756; 77552

A2R2-L-C25-T

1

0,5S

14555-02

01155217

55

ТП Водозабора Песчаный 0,4 кВ

Т-0,66

3

0,5

15698-96

09078,025561, 009079

A2R2-L-C25-T

1

0,5S

14555-02

01155229

56

КТПН-881 Запрудная 0,4 кВ

Т-0,66

3

0,5

15698-96

024162, 024148, 024115

0,8

2,0

A2R2-L-C25-T

1

0,5S

14555-02

01155230

57

КТПН-993 Санаторий 0,4 кВ

Т-0,66

3

0,5

15698-96

22751, 22783, 22790

A2R2-L-C25-T

1

0,5S

14555-02

01155224

58

КТПН-882 Песчаная 0,4 кВ

Т-0,66У3

3

0,5

15698-96

77568, 77043, 77818

A2R2-L-C25-T

1

0,5S

14555-02

01155225

59

КТП-457 0,4 кВ

Т-0,66У3

3

0,5

15698-96

77180, 00527, 00531

A2R2-L-C25-T

1

0,5S

14555-02

01155220

60

КТП-462 - Рябиновая 0,4 кВ

Т-0,66

3

0,5

15698-96

22702, 22005, 22544

A2R2-L-C25-T

1

0,5S

14555-02

01155219

61

КТПН-137 0,4 кВ

Т-0,66

3

0,5

15698-96

146449,773450513

A2R2-L-C25-T

1

0,5S

14555-02

01155221

62

ТП-67 ввод № 1 0,4 кВ

ТК-20

3

0,5

10407-60

024151, 024180;

024163

0,8

2,0

A2R2-L-C25-T

1

0,5S

14555-02

01155

63

РП-30 ШНО 0,4 кВ

Т-0,66

3

0,5

15698-96

05720, 42257, 41929

A2R2-L-C25-T

1

0,5S

14555-02

01160697

64

ПС Промышленная ЗРУ яч.1 6 кВ

ТВЛМ-10

2

0,5

2356-63

5140072, 5740066

1,0

2,6

НАМИ-10

2

0,2

11094-87

428, 415

EA05RL-P1B-3

1

0,5S

16666-97

01067398

65

ПС Промышленная ЗРУ яч.1 а 6 кВ

ТВЛМ-10

2

0,5

2356-63

58550, 58542

НАМИ-10

2

0,2

11094-87

428, 415

EA05RL-P1B-3

1

0,5S

16666-97

01070557

66

ПС Промышленная ЗРУ яч.42 6 кВ

ТВЛМ-10

2

0,5

2356-63

58543, 58487

НАМИ-10

2

0,2

11094-87

435, 433

EA05RL-P1B-3

1

0,5S

16666-97

01070556

67

ПС Промышленная ЗРУ яч.44 6 кВ

ТВЛМ-10

2

0,5

2356-63

51482, 10720

НАМИ-10

2

0,2

11094-87

435,433

EA05RL-P1B-3

1

0,5S

16666-97

01067399

68

КЗТЗ ЦРП яч.3

Редакция 6 кВ

ТПЛМ-10

2

0,5

2356-63

25716,28683

0,8

2,7

НТМИ-6

1

0,5

11094-87

2873

EA02RL-B-3

1

0,2S

16666-97

1061778

69

КЗТЗ ЦРП яч.6 ДК 6 кВ

ТПЛМ-10

2

0,5

2356-63

14159, 14199

НТМИ-6

1

0,5

11094-87

2873

EA02RL-B-3

1

0,2S

16666-97

1061770

70

КЗТЗ ЦРП яч.9

Жил. пос. 6 кВ

ТПЛМ-10

2

0,5

2356-63

59155, 58177

НТМИ-6

1

0,5

11094-87

2873

EA02RL-B-3

1

0,2S

16666-97

1061772

71

КЗТЗ ЦРП яч.16

Жил. пос. 6 кВ

ТПФМ-10

2

0,5

2356-63

23968, 167127

НТМИ-6-66

1

0,5

11094-87

862

EA02RL-B-3

1

0,2S

16666-97

1061774

72

КЗТЗ ЦРП яч.17 ДК 6 кВ

ТПЛМ-10

2

0,5

2356-63

02144, 03478

НТМИ-6-66

1

0,5

11094-87

862

EA02RL-B-3

1

0,2S

16666-97

1061771

73

КЗТЗ ЦРП яч.19 ВКХ

6 кВ

ТПЛМ-10

2

0,5

2356-63

28717, 26508

0,8

2,7

НТМИ-6-66

1

0,5

11094-87

862

EA02RL-B-3

1

0,2S

16666-97

1061776

74

ПС КЗТЗ ЦРП яч.39 6 кВ

ТПЛМ-10

2

0,5

2356-63

10852, 16148

НТМИ-6

1

0,5

11094-87

1210

EA02RL-B-3

1

0,2S

16666-97

1061779

75

ПС КЗТЗ ЦРП яч.40 6 кВ

ТПЛМ-10

2

0,5

2356-63

9977, 9448

НТМИ-6

1

0,5

11094-87

1210

EA02RL-B-3

1

0,2S

16666-97

1115139

76

КЗТЗ ЦРП яч.44 6 кВ

ТПЛМ-10

2

0,5

2356-63

14155,03489

НТМИ-6

1

0,5

11094-87

1212

EA02RL-B-3

1

0,2S

16666-97

1061768

77

ПС КЗТЗ ЦРП яч.49 6 кВ

ТПОЛ-10

2

0,5

2356-63

2145, 2135

НТМИ-6

1

0,5

11094-87

2873

EA02RL-B-3

1

0,2S

16666-97

1061775

78

К3Т3-РП-1 яч. 10

Западная 6 кВ

ТПФМ-10

2

0,5

814-53

167070, 68327

НТМИ-6-66

1

0,5

11094-87

104

EA02RAL-B-3

1

0,2S

16666-97

1061789

79

КЗТЗ РП-1 яч.12

Хлебозавод, 6 кВ

ТПФМ-10

2

0,5

814-53

10579, 65228

НТМИ-6-66

1

0,5

11094-87

104

EA02RL-B-3

1

0,2S

16666-97

1061766

80

КЗТЗ ТЭЦ-2 яч.2 6 кВ

ТПФ-10У3

2

0,5

1261-02

127668, 131737

НТМИ-6-66

1

0,5

831-69

2515

EA02RL-PIC-3

1

0,5S

31857-11

01072450

81

ПС Промышленная 3РУ

яч. 3 6 кВ

ТВЛМ-10

2

0,5

1356-63

35130000003

35130000004

1,0

2,6

НАМИ-10

2

0,2

11094-87

428, 415

A1805RL-P4GB-

DW-3

1

0,5S

31857-11

01185040

82

ПС Промышленная 3РУ яч. 29 6 кВ

ТВЛМ-10

2

0,5

1356-63

35130000001

35130000002

НАМИ-10

2

0,2

11084-87

434, 425

A1805RL-P4GB-

DW-3

1

0,5S

31857-11

01185041

Примечания.

1 Характеристики   погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней

мощности (получасовая);

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;

4 Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) U ном; ток (1-1,2) I ном; cos Ф = 0,9 инд.;

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

5 Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) U ном; ток (0,05 - 1,2) I ном; 0,5 инд. < cos ф < 0,8 емк..;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 55 °С, для сервера от плюс 10 до плюс 40 °С, для УСПД от минус 10 до плюс 50 °С;

6 Погрешность в рабочих условиях указана для тока от 0,05 1ном, cos ф = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от + 10 до + 30 °С;

7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов     с метрологическими характеристиками не хуже, чем у

перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

8 Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчетчик - среднее время наработки на отказ - не менее   Т = 140000 ч,

среднее время восстановления работоспособности t в = 2 ч;

- УСПД - среднее   время   наработки на отказ - не менее Т = 75000 ч,

среднее время восстановления работоспособности te = 0,5 ч;

- сервер - среднее   время   наработки  на отказ - не менее  Т = 60000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч:

9 Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР,

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

10 Регистрация событий:

в журнале событий счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения.

11 Защищенность применяемых компонентов:

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера. БД.

12 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 БД.

13 Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому ИК - 100 суток (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3 года;

- ИВК - хранение результатов измерений и информацию о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ КЭС-01.

Комплектность

1 Средства измерения и другие технические средства согласно таблице 2 и раздела «Описание средства измерений» настоящего описания типа.

2 Руководство по эксплуатации системы.

3 Методика поверки         «Система автоматизированная    информационноизмерительная коммерческого учета     электрической энергии АИИС КУЭ КЭС-01.

Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФГУ «Липецкий ЦСМ» в мае 2008 г. с Изменением № 1 от 25.09.2013 г.

Поверка

осуществляется по документу МП 38613-08 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ КЭС-01. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Липецкий ЦСМ» в мае 2008 г. с Изменением № 1 от 25.09.2013 г.

Средства поверки - в соответствии с методиками поверки на измерительные компоненты:

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003. «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3..35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»; МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/^3кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»:

- счетчиков электроэнергии EA05RL-P1B-3, EA02RL-B-3, EA05RL-P1C-3, EA05RAL-B-3, A2R2-3-AL-C25-T, A2R2-4-L-C25-T, A2R2-L-C25-T, КТ 0,5S - по Инструкции по поверке многофункционального счетчика электроэнергии типа ЕвроАЛЬФА, утвержденой 12.07.97 г. ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»; счетчиков A1805RL-P4GB-DW-3 - по методике ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС»; счетчиков Меркурий 230 ART - по методике поверки в составе руководства по эксплуатации АВЛГ.411152.021 РЭ1;

- УСПД серии RTU-325 RTU-325-E-512-M11-B-Q-i2 - G - по методике поверки ДЯИМ.466453.005 МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС», МИ 2925-2005 или по ГОСТ 8.216-88.

Нормативные документы

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

ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений.

Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание