Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Хасанкоммунэнерго"
- ЗАО "Энерготестконтроль Северо-Запад", г.С.-Петербург
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:40938-09
- 22.12.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Хасанкоммунэнерго"
| Основные | |
| Тип | |
| Год регистрации | 2009 |
| Дата протокола | 08д от 16.07.09 п.139 |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Номер сертификата | 35670 |
| Срок действия сертификата | . . |
| Страна-производитель | Россия |
| Технические условия на выпуск | проект.документация ЗАО |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Хасанкоммунэнерго" (далее - АИИС КУЭ ОАО "Хасанкоммунэнерго") предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, контроля ее передачи, распределения и потребления за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ ОАО "Хасанкоммунэнерго" представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ ОАО "Хасанкоммунэнерго" решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки; 1 раз в 30 мин. и/или по запросу) автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей, пломбирование и т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ ОАО "Хасанкоммунэнерго" состоит из 38 измерительных каналов (ИК), которые используются для измерения электрической энергии и мощности, образующих первый уровень системы.
Второй уровень системы образует измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), созданный на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД).
Третий уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК), каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) организован на базе информационновычислительного комплекса «ИКМ-Пирамида» (Госреестр РФ № 29484-05), автоматизированные рабочие места (АРМ) и программное обеспечение.
В качестве первичных преобразователей напряжения и тока в ИК использованы измерительные трансформаторы напряжения (TH) по ГОСТ 1983-2001 класса точности 0,5 и тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 класса точности 0,5 и 0,5S.
Измерения электроэнергии выполняются путем интегрирования по времени мощности контролируемого присоединения (объекта учета) при помощи многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типов ПСЧ-4ТМ.05 (Госреестр РФ № 27779-04); СЭТ-4.ТМ.03 (Госреестр РФ № 27524-04) класса точности 0,5S/l,0. Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняются путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (и) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.
Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U*I . Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2 - Р2)0,5. Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений Р и Q на 30-минутных интервалах времени.
Информационные каналы АИИС КУЭ ОАО "Хасанкоммунэнерго" организованы на базе Системы информационно-измерительной контроля и учета электропотребления «Пирамида» (Госреестр РФ № 21906-01). Результаты измерений электроэнергии и мощности передаются по каналам связи в цифровом коде на УСПД. УСПД, на базе сетевого индустриального контроллера СИКОН С70 (Госреестр РФ № 28822-05), осуществляет сбор данных от счетчиков электроэнергии по цифровым интерфейсам, перевод измеренных значений в именованные физические величины, учет потребления электроэнергии и мощности, отображает данные учета на встроенном дисплее, а также передает их по каналам связи на сервер БД, к которому подключены АРМы.
АИИС КУЭ ОАО "Хасанкоммунэнерго" выполняет непрерывное измерение приращений активной и реактивной электрической энергии, измерение текущего времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а также сбор и хранение результатов, построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального энергопотребления.
Организация системного времени АИИС КУЭ ОАО "Хасанкоммунэнерго" осуществляется при помощи устройства синхронизации системного времени типа УСВ-1 (Госреестр РФ № 2871605) на базе GPS-приемника, подключенного к серверу БД, которое корректирует время УСПД, УСПД корректирует время счетчиков.
Сличение времени счетчиков с временем УСПД происходят при каждом сеансе опроса, т. е. практически непрерывно, автоматическая корректировка времени счетчиков происходит при расхождении со временем УСПД ±3 с. Корректировка времени УСПД производится сервером БД автоматически при обнаружении рассогласования времени УСПД и сервера более чем на ± 5 с при каждом опросе УСПД сервером (не реже одного раз в сутки). Время сервера БД синхронизируется со временем GPS-приемника каждые 60 минут, погрешность синхронизации не более 1с.
Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ ОАО "Хасанкоммунэнерго": трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии и УСПД соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. В системе обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Предусмотрено резервирование питания электросчетчиков, УСПД, сервера БД и резервирование каналов связи между ИВКЭ и ИВК. Глубина хранения информации в счетчиках и УСПД не менее 35 суток, на сервере - не менее 3,5 лет.
Для защиты информационных и измерительных каналов АИИС КУЭ от несанкционированных вмешательств, предусмотрена механическая и программная защита -установка паролей на счетчики, УСПД, сервер.
Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика. Все подводимые сигнальные кабели к СИКОН С70 кроссируются в пломбируемом отсеке корпуса СИКОН С70 или в отдельном пломбируемом кросс - блоке. Все электронные компоненты СИКОН С70 установлены в пломбируемом отсеке. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти. Предусмотрен самостоятельный старт СИКОН С70 после возобновления питания.
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО "Хасанкоммунэнерго" приведен в таблице 1.
Таблица 1
| Измерительный канал | Средство измерений | ||
| №ИК | Наименование присоединения | Вид СИ (наименование, тип, номер Госреестра) | Метрологические характеристики, заводские номера |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1 | п/ст "Славянка" ф.5 КРУ-10 кВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока ТПЛ-10С Г/р № 29390-05 | К,=200/5А; КТ 0,5 S №№ 199; 200 |
| TH трансформатор напряжения НАМИ-10-95 Г/р №20186-05 | Ки= 10000/100 В КТ 0,5 №957 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | т = S А - Т =7 S А • 1ном •> хмакс ' j-' KT0,5S/l,0 № 106061215 | ||
| 2 | п/ст "Славянка" ф.6 КРУ-10 кВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока тпл-юс Г/р № 29390-05 | К,=200/5А; КТ 0,5 S №№ 528; 440 |
| TH трансформатор напряжения НАМИ-10-95 Г/р №20186-05 | Ки= 10000/100 В КТ 0,5 №957 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | 1ном 5 А, 1макс 7,5 А, KT0,5S/l,0 № 105063198 | ||
| 3 | п/ст "Славянка" ф.Ю КРУ-10 кВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока ТПЛ-10 Г/р№ 1276-59 | Ki=200/5A; КТ 0,5 №№241; 1649 |
| TH трансформатор напряжения НАМИ-10-95 Г/р №20186-05 | Ки= 10000/100 В КТ 0,5 №957 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | Т =5 А Т =7 5 А КТ 0,5 S/1,0 № 105061068 | ||
| 4 | п/ст "Славянка" ф.12 КРУ-10 кВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока ТПЛ-ЮС Г/р № 29390-05 | Ki=200/5A; KT0,5S №№03521; 36337 |
| TH трансформатор напряжения НАМИ-10-95 Г/р №20186-05 | Ки= 10000/100 В КТ 0,5 №957 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | 1ном 5 А, 1макс 7,5 А, KT0,5S/l,0 № 105061039 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | |
| 5 | п/ст "Славянка" ф.16 КРУ-10 кВ, II с.ш. | ТТ трансформатор тока ТПЛ-10 Г/р № 1276-59 | К|=200/5А; КТ 0,5 №№ 80233; 55911 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | Кц= 10000/100 В КТ 0,5 № 1076 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | Ком 5 А, 1макс—7,5 А, КТ 0,5S/1,0 № 105061012 | ||
| 6 | п/ст "Славянка" ф.18 КРУ-10 кВ, II с.ш. | ТТ трансформатор тока ТПЛ-10С Г/р № 29390-05 | К[=200/5А; КТ 0,5 S №№ 347; 345 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р№ 831-69 | Кц= 10000/100 В КТ 0,5 № 1076 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | Т = s А - I =7S А- Аном *макс * KT0,5S/l,0 № 105061042 | ||
| 7 | п/ст "Славянка" ф. 19 КРУ-10 кВ, II с.ш. | ТТ трансформатор тока ТПЛ-10 Г/р № 1276-59 | К[=200/5А; КТ 0,5 №№ 32018; 32268 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | Кц= 10000/100 В КТ 0,5 № 1076 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | Т = S А - I =7 S А- Аном *макс ‘>J КТ 0,5S/l,0 № 106061218 | ||
| 8 | п/ст "Славянка" ф.20 КРУ-10 кВ, II с.ш. | ТТ трансформатор тока ТПЛ-10 Г/р№ 1276-59 | К,=200/5А; КТ 0,5 №№ 38268; 86393 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | Кц= 10000/100 В КТ 0,5 № 1076 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | Ком — 5 А, Какс-7,5 А, КТ 0,5S/l,0 № 105060199 | ||
| 9 | п/ст "Славянка" ф.25 КРУ-10 кВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока ТПЛ-10 Г/р № 1276-59 | К,=200/5А; КТ 0,5 №№25151; 25868 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | Кц= 10000/100 В КТ 0,5 № 3833 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | Ком А, Какс 7,5 А, КТ 0,5S/l,0 № 106062151 | ||
| 10 | п/ст "Славянка" ф.31 КРУ-10 кВ, II с.ш. | ТТ трансформатор тока ТПЛ-10С Г/р № 29390-05 | К,=200/5А; КТ 0,5S №№ 122; 123 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | Ки= 10000/100 В КТ 0,5 № 3849 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | Ком 5 А, Какс-7,5 А, КТ 0,5S/l,0 № 106061216 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| и | п/ст "Славянка" присоединение ТП-21, ВЛ-10 кВ ф.4 | ТТ трансформатор тока ТПЛ-10С Г/р № 29390-05 | К[=150/5А; КТ 0,5 S №№ 65104; 85905 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | К(.= 10000/100 В КТ 0,5 № 1581 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | Ком 5 А, Какс 7,5 А, КТ 0,5 S/1,0 № 104073158 | ||
| 12 | п/ст "Славянка" присоединение ТП-47, оп №14 ВЛ-10 кВ ф.4 | ТТ трансформатор тока ТОЛ-ЭС-Ю Г/р № 34651-07 | К[=10/5А; КТ 0,5 S №№ 04216; 04221 |
| TH трансформатор напряжения GZ-12 Г/р № 28405-04 | Кц= 10000/100 В КТ 0,5 №№ 30376951; 30376942 | ||
| Счетчик ПСЧ-4ТМ.05 Г/р № 27779-04 | Ком 6 А, Какс 7,5 А, КТ 0,5 S/1,0 № 304073237 | ||
| 13 | п/ст "Славянка", присоединение ТП-35, оп №24 ВЛ-10 кВ ф.14 | ТТ трансформатор тока ТОЛ-ЭС-10 Г/р №34651-07 | К,=10/5А; КТ 0,5S №№04223; 04210 |
| TH трансформатор напряжения GZ-12 Г/р № 28405-04 | Кц= 10000/100 В КТ 0,5 №№ 30376955; 30376935 | ||
| Счетчик ПСЧ-4ТМ.05 Г/р № 27779-04 | Гом — 5 А, Какс 7,5 А, КТ 0,5S/l,0 № 304073193 | ||
| 14 | п/ст "Славянка", присоединение ТП-24, оп №31 ВЛ-10 кВ ф.26 | ТТ трансформатор тока ТОЛ-ЭС-10 Г/р № 34651-07 | К,=10/5А; KT0,5S №№04222; 04212 |
| TH трансформатор напряжения GZ-12 Г/р № 28405-04 | Кц= 10000/100 В КТ 0,5 №№ 30376950; 30377650 | ||
| Счетчик ПСЧ-4ТМ.05 Г/р № 27779-04 | Ком 5 А, Какс 7,5 А, KT0,5S/l,0 № 0312073255 | ||
| 15 | п/ст "Краскино, ф.5 КРУН-ЮкВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока ТВЛМ-10 Г/р№ 1856-63 | К,=100/5А; КТ 0,5 №№ 07338; 07401 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | Кц= 10000/100 В КТ 0,5 № 1321 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | Ком 5 А, 1чате-7,5 А, КТ 0,5S/l,0 № 105062016 | ||
| 16 | п/ст "Краскино, ф.6 КРУН-ЮкВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока ТВЛМ-10 Г/р№ 1856-63 | Kj=100/5A; КТ 0,5 №№ 02406; 07438 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | Ки= 10000/100 В КТ 0,5 № 1321 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | Ком 5 А, Какс 7,5 А, КТ 0,5 S/1,0 № 105062037 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 17 | п/ст "Краскино, ф.12 КРУН-10 кВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока ТВЛМ-10 Г/р№ 1856-63 | Kj=100/5A; КТ 0,5 №№07143; 17284 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | Ки= 10000/100 В КТ 0,5 № 1373 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | т А'1 =7 5 А КТ 0,5S/l,0 № 106062010 | ||
| 18 | п/ст "Краскино", присоединение ТП-83, оп №37 ВЛ-10 кВ ф.П | ТТ трансформатор тока ТОЛ-ЭС-10 Г/р №34651-07 | К,=10/5А; КТ 0,5S №№04204; 04215 |
| TH трансформатор напряжения GZ-12 Г/р № 28405-04 | Ки= 10000/100 В КТ 0,5 №№30399619; 30399615 | ||
| Счетчик ПСЧ-4ТМ.05 Г/р № 27779-04 | Гом — 5 А, 1макс“7,5 А, КТ 0,5S/l,0 № 304073235 | ||
| 19 | п/ст "Посьет" ф.З КРУН-10 кВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока ТПЛМ-10 Г/р № 2363-68 | КН 00/5 А; КТ 0,5 №№ 53438; 37043 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | Ки= 10000/100 В КТ 0,5 № 1925 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | Гом 5 А, 1макс—7,5 А, КТ 0,5S/l,0 № 106061207 | ||
| 20 | п/ст "Посьет" ф.5 КРУН-10 кВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока ТПЛМ-10 Г/р № 2363-68 | К,=50/5А; КТ 0,5 №№ 15454; 5188 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | Ки= 10000/100 В КТ 0,5 № 1925 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | Т = S А- I =7 5 А-Аном -> £макс ' КТ 0,5S/l,0 № 105061214 | ||
| 21 | п/ст "Посьет" ф.Ю КРУН-10 кВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока ТЛМ-10 Г/р № 2473-00 | Кт=50/5А; КТ 0,5 S №№ 1365; 1375 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | К„= 10000/100 В КТ 0,5 №969 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | Т = S А - Т =7 5 А Аном J Амакс ' iJ КТ 0,5S/l,0 № 105062009 | ||
| 22 | п/ст "Посьет" ф.И КРУН-10 кВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока ТЛМ-10 Г/р № 2473-00 | КН 00/5 А; КТ 0,5 №№ 47334; 46242 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | Ки= 10000/100 В КТ 0,5 №969 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | 1ном 5 А, 1макс 7,5 А, КТ 0,5S/l,0 № 105061109 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 23 | п/ст "Посьет" ф.15 КРУН-10 кВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока ТЛМ-10 Г/р № 2473-00 | К[=50/5А; КТ 0,5 №№ 10519; 09806 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | Ки= 10000/100 В КТ 0,5 №969 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | Ком — $ А, Какс 7,5 А, KT0,5S/l,0 № 106062172 | ||
| 24 | п/ст "Троица" ф.7 КРУ-10 кВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока ТЛМ-10 Г/р № 2473-00 | К,=5О/5А; КТ 0,5 №№ 0520; 8602 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | Кц= 10000/100 в КТ 0,5 №402 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | 1ном 5 А, Какс 7,5 А, КТ 0,5 S/1,0 № 106061123 | ||
| 25 | п/ст "Троица" ф.8 КРУ-10 кВ, 1 с.ш. | ТТ трансформатор тока ТЛМ-10 Г/р № 2473-00 | К,=15О/5А; КТ 0,5 S №№02334; 02337 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | Ки= 10000/100 В КТ 0,5 №402 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | Т = s А- I =7 S А- Аном -* 'макс ' 5-* КТ 0,5 S/1,0 № 106061130 | ||
| 26 | п/ст "Троица" ф.9 КРУ-10 кВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока ТЛМ-10 Г/р № 2473-00 | К,=100/5А; КТ 0,5 №№6317; 4267 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | Ки= 10000/100 В КТ 0,5 №402 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | 1ном — А, 1макс 7,5 А, KT0,5S/l,0 № 106061122 | ||
| 27 | п/ст "Троица" ф.Ю КРУ-10 кВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока ТЛМ-10 Г/р № 2473-00 | К,=75/5А; КТ 0,5 №№ 2737; 3170 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р№ 831-69 | Ки= 10000/100 в КТ 0,5 №402 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | Ком А, Какс”7,5 А, КТ 0,5S/l,0 № 106061124 | ||
| 28 | п/ст "Троица" ф. 18 КРУ-10 кВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока ТЛМ-10 Г/р № 2473-00 | Ki=l 00/5 А; КТ 0,5 №№ 3271; 3799 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | Ки= 10000/100 в КТ 0,5 №504 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | Ком А, 1макс 7,5 А, KT0,5S/l,0 № 106061160 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 29 | п/ст "Троица" ф.19 КРУ-10 кВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока ТЛМ-10 Г/р № 2473-00 | К[=200/5А; КТ 0,5 S №№02422; 02357 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | Ки= 10000/100 В КТ 0,5 №504 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | Т = s Д - Г =7 S А КТ 0,5S/l,0 № 106061167 | ||
| 30 | п/ст "Троица" ф.20 КРУ-10 кВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока ТЛМ-10 Г/р № 2473-00 | К!=75/5А; КТ 0,5 №№ 5045; 1328 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | Ки= 10000/100 В КТ 0,5 №504 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | 1ном — А, 1макс 7,5 А, КТ 0,5 S/1,0 № 106061137 | ||
| 31 | п/ст "Троица" ф.21 КРУ-10 кВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока ТЛМ-10 Г/р № 2473-00 | К,=100/5А; КТ 0,5 №№ 9762; 9208 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | К,;= 10000/100 В КТ 0,5 № 504 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | Т =S Д'Т =7 Я А- Аном 'м Амакс Ч-’ KT0,5S/l,0 № 106061139 | ||
| 32 | п/ст "Барабаш" ф.6 КРУН-ЮкВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока ТПЛ-10 Г/р № 1276-59 | К,=200/5А; КТ 0,5 №№ 2858; 66128 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | К,;= 10000/100 В КТ 0,5 № ХССТ | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | Ком 5 А, 1макс~7,5 А, КТ 0,5S/l,0 № 106062003 | ||
| 33 | п/ст "Барабаш" присоединение ТП-89, оп№38 ВЛ-10 кВ ф.5 | ТТ трансформатор тока ТОЛ-ЭС-10 Г/р № 34651-07 | К,= 10/5А; КТ 0,5S №№04214; 04211 |
| TH трансформатор напряжения GZ-12 Г/р № 28405-04 | К,;= 10000/100 В КТ 0,5 №№ 30376953; 30377652 | ||
| Счетчик ПСЧ-4ТМ.05 Г/р № 27779-04 | 1ном 5 А, 1макс~7,5 А, КТ 0,5S/l,0 № 304073231 | ||
| 34 | п/ст "Барабаш" присоединение (ТП-19,ТП-92) оп№ 17 ВЛ-10 кВ ф.5 | ТТ трансформатор тока ТОЛ-ЭС-10 Г/р №34651-07 | Ki=30/5A; КТ 0,5S №№ 04203; 04247 |
| TH трансформатор напряжения GZ-12 Г/р № 28405-04 | К,;= 10000/100 В КТ 0,5 №№ 30376940; 30376957 | ||
| Счетчик ПСЧ-4ТМ.05 Г/р № 27779-04 | Ком б А, 1макс—7,5 А, КТ 0,5S/l,0 № 304073236 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 35 | п/ст "Безверхово" ф.1 КРУН-10 кВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока ТПЛ-10С Г/р № 29390-05 | К!=100/5А; KT0,5S №№ 1453; 1437 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | Ки= 10000/100 В КТ 0,5 № ХЕПР | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | т =S Д' Т =7 S А КТ 0,5S/l,0 № 106062009 | ||
| 36 | п/ст "Безверхово" присоединение ТП-94 оп№5 ВЛ-10 кВ ф.5 | ТТ трансформатор тока ТОЛ-ЭС-10 Г/р №34651-07 | К,=15/5А; КТ 0,5 S №№ 04207; 04208 |
| TH трансформатор напряжения GZ-12 Г/р № 28405-04 | Ки= 10000/100 В КТ 0,5 №№ 30376949; 30377643 | ||
| Счетчик ПСЧ-4ТМ.05 Г/р № 27779-04 | 1ном 5 А, 1макс 7,5 А, KT0,5S/l,0 № 304073230 | ||
| 37 | п/ст "Приморская ф.4 КРУН-ЮкВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока ТВЛМ-10 Г/р№ 1856-63 | К,=200/5А; КТ 0,5 №№ 4797; 7436 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | Кц= 10000/100 В КТ 0,5 № 542 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | т = s A- I =7 S А КТ 0,5S/l,0 № 106062098 | ||
| 38 | п/ст "Хасанская" ф.4 КРУН-ЮкВ, I с.ш. | ТТ трансформатор тока ТПЛ-10С Г/р № 29390-05 | Кг=50/5А; KT0,5S №№ 1395; 1394 |
| TH трансформатор напряжения НТМИ-10-66 Г/р №831-69 | Кц= 10000/100 В КТ 0,5 № 3699 | ||
| Счетчик СЭТ-4.ТМ.03 Г/р № 27524-04 | 1ном 5 А, 1макс 7,5 А, КТ 0,5S/l,0 № 106062022 | ||
| Устройство сбора и передачи данных Сикон С-70 Г/р № 28822-05 | №01931 №01930 №01932 | ||
| Устройство синхронизации времени УСВ-1 Г/р №28716-05 | № 768 | ||
| Сервер БД «ИКМ-Пирамида» Г/р № 29484-05 | № 255 | ||
Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД, У СВ и сервера БД на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в ОАО "Хасанкоммунэнерго" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ОАО "Хасанкоммунэнерго" как его неотъемлемая часть.
Технические характеристики
Основные технические и метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ ОАО "Хасанкоммунэнерго"
| Наименование характеристики | Значение характеристики | Примечания |
| Количество измерительных каналов | 38 | |
| Номинальное напряжение на вводах системы, кВ | 10 | ИК 1-38 |
| Отклонение напряжения от номинального, % | ±10 | В рабочих условиях. По результатам предпроектного обследования. |
| Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А | 200 150 100 75 50 30 15 10 | ИК 1-10,29,32,37 ИК 11, 25 ИК 15-17; 19,22,26,28,31,35 ИК 27,30 ИК 20,21,23,24,38 ИК 34 ИК 36 ИК 12-14; 18,33 |
| Диапазон изменения тока в % от номинального | От 2 до 120 | В рабочих условиях. По результатам предпроектного обследования объекта |
| Диапазон изменения коэффициента мощности | От 0,5 до 1,0 | В рабочих условиях. По результатам предпроектного обследования объекта |
| Фактический диапазон рабочих температур для компонентов системы, °C: трансформаторы напряжения и тока; электросчетчики, УСПД | от - 25 до +30 от +10 до +30 от -25 до +30 от +10 до +30 | ИК 1-10, 15-17,19-31 ИК 11-14,18, 32-38 |
| Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов, с/сутки | ±5 | С учетом коррекции по GPS |
| Предел допускаемого значения разности показаний часов всех компонентов системы, с | ±5 | С учетом внутренней коррекции времени в системе |
| Срок службы, лет: трансформаторы напряжения, тока; электросчетчики; УСПД; Сервер БД; УСВ | 25 20 12 15 15 | В соответствии с технической документацией завода-изготовителя |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК коммерческого учета при измерении активной и реактивной электрической мощности и энергии, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ОАО "Хасанкоммунэнерго" приведены в таблицах 3 и 4 .
Таблица 3 _________________________________
| Пределы 3J АИИС] | допускаемых относительных погрешностей измерения активной дектрической энергии в рабочих условиях эксплуатации <УЭ ОАО "Хасанкоммунэнерго" | ||||
| № ИК | Значение coscp | ДЛЯ диапазона 2%<1/1п< 5% | ДЛЯ диапазона 5%<1/1п< 20% | для диапазона 20%<1/1п<100% | для диапазона 100%<1/1п<120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1,2,4,6,10 | 1,0 | 2,0 | 1,2 | 1,1 | 1,1 |
| 0,9 | 2,4 | 1,8 | 1,3 | 1,3 | |
| 0,8 | 2,8 | 2,0 | 1,5 | 1,5 | |
| 0,5 | 4,9 | 3,2 | 2,3 | 2,3 | |
| 3,5,7,8,9 | 1,0 | - | 1,9 | 1,2 | 1,1 |
| 0,9 | - | 2,6 | 1,6 | 1,3 | |
| 0,8 | - | 3,1 | 1,8 | 1,5 | |
| 0,5 | - | 5,5 | 3,0 | 2,3 | |
| 11,12,13,14,33,34 | 0,5 | 5,5 | 4,0 | 3,4 | 3,4 |
| 0,8 | 3,7 | 3,1 | 2,8 | 2,8 | |
| 0,9 | 3,4 | 3,0 | 2,8 | 2,8 | |
| 1,0 | 2,4 | 1,9 | 1,8 | 1,8 | |
| 15,16,17 | 1,0 | - | 1,9 | 1,2 | 1,1 |
| 0,9 | - | 2,6 | 1,6 | 1,4 | |
| 0,8 | - | 3,1 | 1,8 | 1,5 | |
| 0,5 | - | 5,5 | 3,0 | 2,3 | |
| 18 | 1,0 | 2,4 | 1,9 | 1,8 | 1,8 |
| 0,9 | 3,4 | 3,0 | 2,8 | 2,8 | |
| 0,8 | 3,7 | 3,2 | 2,9 | 2,9 | |
| 0,5 | 5,5 | 4,0 | 3,4 | 3,4 | |
| 19,20,22,23 | 1,0 | - | 1,9 | 1,2 | 1,1 |
| 0,9 | - | 2,6 | 1,6 | 1,4 | |
| 0,8 | - | 3,1 | 1,8 | 1,5 | |
| 0,5 | - | 5,5 | 3,1 | 2,3 | |
| 21 | 1,0 | 2,0 | 1,2 | 1,1 | 1,1 |
| 0,9 | 2,4 | 1,8 | 1,4 | 1,4 | |
| 0,8 | 2,8 | 2,0 | 1,5 | 1,5 | |
| 0,5 | 4,9 | 3,2 | 2,3 | 2,3 | |
| 24,26,27,28,30,31 | 1,0 | - | 1,9 | 1,2 | 1,1 |
| 0,9 | - | 2,6 | 1,6 | 1,4 | |
| 0,8 | - | 3,1 | 1,8 | 1,5 | |
| 0,5 | - | 5,5 | 3,0 | 2,3 | |
| 25,29 | 1,0 | 2,0 | 1,2 | 1,1 | 1,1 |
| 0,9 | 2,4 | 1,8 | 1,4 | 1,3 | |
| 0,8 | 2,8 | 2,0 | 1,5 | 1,5 | |
| 0,5 | 4,9 | 3,2 | 2,3 | 2,3 | |
| 32 | 1,0 | - | 2,4 | 1,9 | 1,8 |
| 0,9 | - | 3,5 | 2,9 | 2,8 | |
| 0,8 | - | 3,9 | 3,0 | 2,8 | |
| 0,5 | - | 6,0 | 3,9 | 3,4 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 35,36 | 1,0 | 2,4 | 1,9 | 1,8 | 1,8 |
| 0,9 | 3,4 | 3,0 | 2,8 | 2,8 | |
| 0,8 | 3,7 | 3,1 | 2,8 | 2,8 | |
| 0,5 | 5,5 | 4,0 | 3,4 | 3,4 | |
| 37 | 1,0 | - | 2,4 | 1,9 | 1,8 |
| 0,9 | - | 3,5 | 2,9 | 2,8 | |
| 0,8 | - | 3,9 | 3,1 | 2,8 | |
| 0,5 | - | 6,0 | 3,9 | 3,4 | |
| 38 | 1,0 | 2,4 | 1,9 | 1,8 | 1,8 |
| 0,9 | 3,4 | 3,0 | 2,8 | 2,8 | |
| 0,8 | 3,7 | 3,1 | 2,8 | 2,8 | |
| 0,5 | 5,5 | 4,0 | 3,4 | 3,4 |
Таблица 4
| Пределы допускаемых относителы электрической энергии в АНИС КУЭ ОАО | зых погрешно рабочих у слое "Хасанкомм? | стей измерения реактивной 1иях эксплуатации ^нэнерго" | |||
| № ИК | Значение coscp | для диапазона 2%<1/1п< 5% | для диапазона 5%<1/1п< 20% | для диапазона 20%<1/1п<100 % | для диапазона 100%<1/1п<120% |
| 1,2,4,6,10 | 0,9 | 5,9 | 3,9 | 2,9 | 2,9 |
| 0,8 | 4,2 | 3,0 | 2,3 | 2,3 | |
| 0,5 | 2,9 | 2,3 | 1,8 | 1,8 | |
| 3,5,7,8,9 | 0,9 | - | 6,6 | 3,7 | 2,9 |
| 0,8 | - | 4,7 | 2,8 | 2,3 | |
| 0,5 | - | 3,1 | 2,0 | 1,8 | |
| 11,12,13,14,33,34 | 0,9 | 6,8 | 5,2 | 4,5 | 4,5 |
| 0,8 | 5,4 | 4,5 | 4,1 | 4,1 | |
| 0,5 | 4,4 | 4,1 | 3,8 | 3,8 | |
| 15,16,17 | 0,9 | - | 6,7 | 3,8 | 3,1 |
| 0,8 | - | 4,8 | 2,9 | 2,5 | |
| 0,5 | - | 3,1 | 2,0 | 1,8 | |
| 18 | 0,9 | 6,9 | 5,3 | 4,5 | 4,6 |
| 0,8 | 5,5 | 4,6 | 4,2 | 4,2 | |
| 0,5 | 4,5 | 4,1 | 3,8 | 3,8 | |
| 19,20,22,23 | 0,9 | - | 6,7 | 3,8 | 3,1 |
| 0,8 | - | 4,8 | 2,9 | 2,5 | |
| 0,5 | - | 3,2 | 2,1 | 1,9 | |
| 21 | 0,9 | 6,0 | 4,0 | 3,1 | 3,0 |
| 0,8 | 4,4 | 3,2 | 2,5 | 2,5 | |
| 0,5 | 3,1 | 2,4 | 1,9 | 1,9 | |
| 24,26,27,28,30,31 | 0,9 | - | 6,6 | 3,8 | 3,0 |
| 0,8 | - | 4,7 | 2,8 | 2,4 | |
| 0,5 | - | 3,1 | 2,0 | 1,8 | |
| 25,29 | 0,8 | 4,3 | 3,1 | 2,4 | 2,4 |
| 0,9 | 5,5 | 3,9 | 3,0 | 2,9 | |
| 0,5 | 2,9 | 2,4 | 1,8 | 1,8 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 32 | 0,9 | - | 7,4 | 5,0 | 4,5 |
| 0,8 | - | 5,8 | 4,4 | 4,1 | |
| 0,5 | - | 4,6 | 3,9 | 3,8 | |
| 35,36 | 0,9 | 6,8 | 5,2 | 4,4 | 4,5 |
| 0,8 | 5,4 | 4,5 | 4,1 | 4,1 | |
| 0,5 | 4,4 | 3,5 | 3,8 | 3,8 | |
| 37 | 0,9 | - | 7,4 | 5,0 | 4,5 |
| 0,8 | - | 5,8 | 4,4 | 4,1 | |
| 0,5 | - | 4,6 | 3,2 | 3,8 | |
| 38 | 0,9 | 6,8 | 5,2 | 4,5 | 4,5 |
| 0,8 | 5,4 | 4,5 | 4,1 | 4,1 | |
| 0,5 | 4,4 | 4,1 | 3,8 | 3,8 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации типографским или иным способом на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Хасанкоммунэнерго".
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ ОАО "Хасанкоммунэнерго" определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, методика поверки.
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом МП 2203-0144-2009 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Хасанкоммунэнерго". Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» в феврале 2009 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;
- TH - по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Счетчики ПСЧ-4ТМ.05 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.126 РЭ. Методика поверки согласована с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" в октябре 2004г.;
- Счетчики СЭТ-4.ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.41 И 52.124 РЭ. Методика поверки согласована с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ"в сентябре 2004г.;
- УСПД СИКОН С70- по документу "Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1", утвержденная ВНИИМС в 2005 г.
- УСВ-1 - по документу "Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП", утвержденная ФГУП "ВНИИФТРИ" в 2004г.
- ИКМ-Пирамида по методике поверки «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 230.00.000 И1.
Межповерочный интервал - 4 года
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»,
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Хасанкоммунэнерго", заводской номер 001, утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.