Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ЗАО "Энергосети

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 1134 п. 51 от 04.10.2013
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ЗАО «Энергосети» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения электрической энергии (мощности), потребляемой объектами ЗАО «Энергосети», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), филиала "ОАО МРСК Центра" - "Тверьэнерго", "ОАО Тверьоблэлектро" и другими внешними пользователями. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,

• периодический (1 раз в сутки) 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 (внешние пользователи) результатов измерений;

• предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);

• обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей 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).

Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й и 2-й уровни АИИС КУЭ:

- 1-й уровень информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК

ТИ);

- 2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).

ИИК ТИ включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983 - 2001, трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03М по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Состав 1-го уровня приведен в таблице 2.

ИВК включает в себя сервер базы данных (далее - сервер БД) типа Сервер НР Proliant DL 180 G6 WW, 6 сотовых модема стандарта GSM IRZ MC52i-485 GI,систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) на базе устройства синхронизации времени УСВ-2, программное

Всего листов 16 обеспечение ПО Альфа Центр Многопользовательская версия (далее - ПО), коммуникационное оборудование для обмена данными со счетчиками (интерфейс RS-485/RS-232, GSM-модемы GSM IRZ MC52i-485 GI), устройство бесперебойного питания сервера (UPS)/ 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 преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков с помощью беспроводных линий связи поступает на сервер БД. Информация в сервере БД формируется в архивы и записывается на жесткий диск. Сервер подключается к коммуникатору сети Ethernet. На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-2, установленного на уровне ИВК. УСВ-2 включает в себя GPS - приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы сервера АИИС КУЭ синхронизированы со временем GPS - приемника, корректировка часов севера АИИС КУЭ выполняется при расхождении часов сервера и GPS - приемника на ±1 с. Сверка показаний часов счетчиков АИИС КУЭ с часами сервера происходит при каждом опросе, при расхождении часов счетчиков с часами сервера на ±2 с выполняется их корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Организация защиты от несанкционированного доступа: в АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков и информационных цепей.

Программное обеспечение

В состав прикладного программного обеспечения (ПО) сервера БД АИИС КУЭ ЗАО "Энергосети" входит многопользовательский программный комплекс "АльфаЦЕНТР" с возможностью опроса до 10 счетчиков электрической энергии.

ПО "АльфаЦЕНТР" базируется на принципах клиент-серверной архитектуры и обеспечивает соблюдение принципов взаимодействия открытых систем. В качестве СУБД используется ORACLE Personal Edition 11. В ПО предусмотрено разграничение доступа к функциям для различных категорий пользователей, а также фиксации действий персонала в системном журнале.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ПО "АльфаЦЕНТР" и определяются классом применяемых электросчетчиков и трансформаторов.

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии в ПО "АльфаЦЕНТР", получаемой за счет математической обработки измерительной информации,

Лист № 3

Всего листов 16 поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Идентификационные данные программного обеспечения, установленного АИИС КУЭ приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификаци онный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентифика тора программно го обеспечения

Планировщик опроса и передачи данных -Amrserver.exe

Elster AmrServer

4.2.1.0

045761ae9e8e40c82b061

937aa9c5b00

md5

Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД-Amrc.exe

RTU327 Amr Client

4.3.0.0

b9b908fbf31b532757cd5 cd1efedf6d8

Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД-Amra.exe

RTU327 Amr Client

4.3.0.0

a5d6332fc9afe785b9f243 a6861606f2

Драйвер работы с БД - Cdbora2.dll

Oracle database driver for ACComm

4.2.0.0

860d26cf7a0d26da4acb3

862aaee65b1

Библиотека шифрования пароля счетчиков - encryptdll.dll

Идентификационное наименование отсутствует

2.0.0.0

0939ce05295fbcbbba400 eeae8d0572c

Библиотека сообщений планировщика опросов -alphamess.dll

Идентификационное наименование отсутствует

Номер версии отсутствует

b8c331abb5e34444170ee e9317d635cd

В соответствии с МИ 3286-2010 установлен уровень "С" защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) приведен в таблице 2. Значение характеристик погрешности АИИС КУЭ в рабочих условиях приведены в таблицах 3, 4. Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 5.

Блок-схема АИИС КУЭ приведена на рисунке. 1.

Рисунок 1

Таблица 2 - Состав 1-го уровня ИК

№ ИК

Наименование присоединения

Состав ИИК ТИ

Вид электроэнергии

Основная погрешность, %

ТТ

ТН

Счётчик

1

ПС 110/35/10 кВ "Ржев" фидер 35

ТЛМ-10 К тт 400/5, КТ 0,5, Зав. № А - 2698 С - 1620

НАМИ-10-95

УХЛ2,

К тн 10/0,1,

КТ 0,5, Зав. № 501

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121128

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

2

ПС 110/35/10 кВ "Ржев" ячейка 31

ТЛМ-10 К тт 400/5, КТ 0,5, Зав. № А - 1506 С - 0133

НАМИ-10-95

ХЛ2,

КТ 0,5, К тн 10/ 0,1 Зав. № 501

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0812090777

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

3

ПС 110/35/10 кВ "Ржев" ячейка 05

ТЛМ-10 К тт 400/5, КТ 0,5, Зав. № А - 1615 С - 9029

НАМИ-10-95

УХЛ2,

К тн 10/ 0,1,

КТ 0,5, Зав. № 501

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121245

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

4

ПС 110/35/10 кВ "Ржев" фидер 30

ТЛМ-10 К тт 300/5, КТ 0,5, Зав. № А - 4302 С - 4005

НАМИ-10-95

УХЛ2,

К тн 10/ 0,1,

КТ 0,5, Зав. № 800

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120995

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

5

ПС 110/35/10 кВ "Ржев" ячейка 28

ТЛМ-10 К тт 300/5, КТ 0,5, Зав. № А - 4269 С - 4011

НАМИ-10-95

УХЛ2

К тн 10/ 0,1,

КТ 0,5, Зав. № 800

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120965

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

6

ПС 110/35/10 кВ "Ржев" ячейка 26

ТЛМ-10 К тт 300/5, КТ 0,5, Зав. № А - 4305 С - 3701

НАМИ-10-95

УХЛ2,

К тн 10/ 0,1,

КТ 0,5, Зав. № 800

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121062

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

7

ПС 110/35/10 кВ "Ржев" фид.20

ТЛМ-10 К тт 400/5, КТ 0,5, Зав. № А - 2671 С - 6150

НАМИ-10-95

УХЛ2

К тн 10/ 0,1,

КТ 0,5, Зав. № 800

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121038

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

8

ПС 110/35/10 кВ "Ржев" фидер 16

ТЛМ-10 К тт 200/5, КТ 0,5, Зав.№ А - 1150

НАМИ-10-95

УХЛ2,

К тн 10/ 0,1,

КТ 0,5, Зав. № 800

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0211120976

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

№ ИК

Наименование присоединения

Состав ИИК ТИ

Вид электроэнергии

Основная погрешность, %

ТТ

ТН

Счётчик

С - 1223

9

ПС 35/10 кВ "РМК" фид.1

ТВЛМ-10 К тт 300/5, КТ 0,5, Зав. № А - 81362 С - 85531

НТМИ-10,

КТ 0,2, К тн 10/0,1 Зав. № 269

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121119

Активн.

Реактивн.

± 1,7

± 3,8

10

ПС 35/10 кВ "РМК" фид.8

ТПФМ-10 К тт 200/5, КТ 0,5, Зав. № А - 8318 С - 3091

НТМИ-10, К тн 10/0,1, КТ 0,2, Зав. № 3213

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121010

Активн.

Реактивн.

± 1,7

± 3,8

11

ПС 35/10 кВ "РМК" фид.10

ТПЛ-10 К тт 200/5, КТ 0,5, Зав. № А - 7986 С - 7988

НТМИ-10, К тн 10/0,1, КТ 0,2, Зав. № 3213

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120997

Активн.

Реактивн.

± 1,7

± 3,8

12

ПС 35/10 кВ "РМК" фид.11

ТПЛ-10 К тт 150/5, КТ 0,5, Зав. № А - 37844 С - 59519

НТМИ-10, К тн 10/ 0,1, КТ 0,2, Зав. № 3213

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121082

Активн.

Реактивн.

± 1,7

± 3,8

13

ПС 35/10 кВ "РМК" фид.13

ТПЛ-10 К тт 300/5, КТ 0,5, Зав. № А - 7910 С - 7957

НТМИ-10, К тн 10/0,1, КТ 0,2, Зав. № 3213

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120963

Активн.

Реактивн.

± 1,7

± 3,8

14

ПС 35/10 кВ "ЦДТ" фид.2

ТЛМ-10 К тт 200/5, КТ 0,5, Зав. № А - 9489 С - 3928

НАМИ-10-95

УХЛ2,

К тн 10/0,1,

КТ 0,5, Зав. № 1020

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121024

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

15

ПС 35/10 кВ "ЦДТ" фид.4

ТЛМ-10 К тт 150/5, КТ 0,5, Зав. № А - 443 С - 424

НАМИ-10-95

УХЛ2,

К тн 10/0,1,

КТ 0,5, Зав. № 1020

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120953

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

№ ИК

Наименование присоединения

Состав ИИК ТИ

Вид электроэнергии

Основная погрешность, %

ТТ

ТН

Счётчик

16

ПС 35/10 кВ "ЦДТ" фид 5

ТЛМ-10 К тт 100/5, КТ 0,5, Зав. № А - 3064 С - 2225

НАМИ-10-95

УХЛ2,

К тн 10/0,1,

КТ 0,5, Зав. № 1020

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121268

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

17

ПС 35/10 кВ "ЦДТ" фид.8

ТЛМ-10 К тт 200/5, КТ 0,5, Зав. № А - 6308 С - 5315

НАМИ-10-95

УХЛ2,

К тн 10/0,1,

КТ 0,5, Зав. № 177

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120946

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

18

ПС 35/10 кВ "ЦДТ" фид.13

ТЛМ-10 К тт 300/5, КТ 0,5, Зав. № А - 1220 С - 1335

НАМИ-10-95

УХЛ2

К тн 10/0,1,

КТ 0,5, Зав. № 177

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121121

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

19

ПС 110/10 кВ "Электромех аника" фид.1

ТЛМ-10 К тт 200/5, КТ 0,5, Зав. № А - 2155 С - 2429

НТМИ-10-66

К тн 10/0,1,

КТ 0,5, Зав. № 5551

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120916

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

20

ПС 110/10 кВ "Электромеханика" фид.2

ТЛМ-10 К тт 300/5, КТ 0,5, Зав. № А - 8143 С - 8149

НТМИ-10-66

К тн 10/0,1,

КТ 0,5, Зав. № 5551

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121188

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

21

ПС 110/10 кВ "Электромеханика" фид.4

ТЛМ-10 К тт 150/5, КТ 0,5, Зав. № А - 2135 С - 4899

НТМИ-10-66

К тн 10/0,1,

КТ 0,5, Зав. № 5551

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120942

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

22

ПС 110/10 кВ "Электромеханика" фид.5

ТЛМ-10 К тт 400/5, КТ 0,5, Зав. № А - 5115 С - 6560

НТМИ-10-66

К тн 10/0,1,

КТ 0,5, Зав. № 5551

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120938

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

23

ПС 110/10 кВ "Электромеханика" фид.13

ТЛМ-10-1У3 К тт 100/5, КТ 0,5 S, Зав. №

А-2162130000001 С-2162130000002

НТМИ-10-66

К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 2275

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120972

Активн.

Реактивн.

± 1,7

± 4,0

№ ИК

Наименование присоединения

Состав ИИК ТИ

Вид электроэнергии

Основная погрешность, %

ТТ

ТН

Счётчик

24

ПС 110/10 кВ "Электромеханика" фид.14

ТЛМ-10 К тт 300/5, КТ 0,5, Зав. № А - 4235 С - 4558

НТМИ-10-66

К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 2275

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121247

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

25

ПС 110/10 кВ "Электромеханика" фид.15

ТЛМ-10-1

К тт 150/5,

КТ 0,5 S, Зав. №

А-2162130000003

С-2162130000004

НТМИ-10-66

К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 2275

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121055

Активн.

Реактивн.

± 1,7

± 4,0

26

ПС 110/10 кВ "Электромеханика" фид.17

ТЛМ-10 К тт 200/5, КТ 0,5, Зав. № А - 9587 С - 2423

НТМИ-10-66

К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 2275

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121181

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

27

ПС 110/10 кВ "Краностро-итель" фид.16

ТЛМ-10 К тт 400/5, КТ 0,5, Зав. № А - 2731 С - 2831

НТМИ-10-66

К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 7809

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121005

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

28

ПС 110/10 кВ "Краностро-итель" фид.22

ТЛМ-10 К тт 300/5, КТ 0,5, Зав. № А - 0252 С - 0404

НТМИ-10-66

К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 1685

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121003

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

29

ПС 110/10 кВ "Краностро-итель" фид.39

ТЛМ-10 К тт 100/5, КТ 0,5, Зав. № А - 3178 С - 2432

НТМИ-10-66

К тн 10/ 0,1, КТ 0,5, Зав. № 9724

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121252

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

30

ПС 110/10 кВ "Краностро-итель" фид.49

ТЛМ-10 К тт 150/5, КТ 0,5, Зав. № А - б/н С - 4853

НТМИ-10-66

К тн 10/0,1,

КТ 0,5, Зав. № 999

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120988

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

31

ПС 110/10 кВ "Элтра" фид.7

ТПЛМ-10 К тт 200/5, КТ 0,5, Зав. № А - 8671 С - 8702

НТМИ-10 К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 7650

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811121126

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

№ ИК

Наименование присоединения

Состав ИИК ТИ

Вид электроэнергии

Основная погрешность, %

ТТ

ТН

Счётчик

32

ПС 110/10 кВ "Элтра" фид.11

ТПЛМ-10 К тт 150/5, КТ 0,5, Зав. № А - 28312 С - 33278

НТМИ-10 К тн 10/ 0,1, КТ 0,5, Зав. № 7597

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0811120960

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

33

ПС 110/10 кВ "Элтра" фид.12

ТПЛМ-10 К тт 200/5, КТ 0,5, Зав. № А - 8260 С - 6236

НТМИ-10 К тн 10/0,1, КТ 0,5, Зав. № 7592

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т 0,5S/1 Зав. № 0806130311

Активн.

Реактивн.

± 1,8

± 4,0

Примечания

1 Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2 Нормальные условия: параметры сети: напряжение (напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 -1,2) 1ном, cos9 = 0,9 инд; температура окружающей среды (20 ± 5)°С.

3 Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) Uhom; ток (0,05 - 1,2) 1ном при трансформаторе тока с классом точности 0,5, ток (0,01 - 1,0) Ihom при трансформаторе тока с классом точности 0,5S, cos9 = 0,8 инд.;

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

4 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ЗАО «Энергосети» порядке.

Значение характеристик погрешности АИИС КУЭ в рабочих условиях при измерении активной и реактивной электроэнергии приведены в таблице 3, 4.

Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях при измерении

активной электроэнергии

№ ИК

Диапазон значений cos ф

Тип нагрузки

Предел допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ), %

1< w <2

2< U <5

5< U <20

20< U

<100

100< W

<120

1

2

3

4

5

6

7

8

1-8, 14-20, 22, 24-33

0,5 < cos ф < 0,8

инд.

не норм.

не норм.

± 5,8

± 3,6

± 3,0

0,8 < cos ф < 0,866

инд.

не норм.

не норм.

± 3,3

± 2,2

± 2,0

0,866 < cos ф < 0,9

инд.

не норм.

не норм.

± 2,9

± 2,0

± 1,8

0,9 < cos ф < 0,95

инд.

не норм.

не норм.

± 2,7

± 1,9

± 1,8

0,95 < cos ф < 0,99

инд.

не норм.

не норм.

± 2,4

± 1,8

± 1,7

0,99 < cos ф < 1

инд.

не норм.

не норм.

± 2,2

± 1,7

± 1,6

cos ф = 1

не норм.

не норм.

± 2,2

± 1,6

± 1,5

0,8 < cos ф < 1

емк.

не норм.

не норм.

± 3,4

± 2,2

± 2,0

9-13

0,5 < cos ф < 0,8

инд.

не норм.

не норм.

± 5,7

± 3,4

± 2,8

0,8 < cos ф < 0,866

инд.

не норм.

не норм.

± 3,2

± 2,1

± 1,9

0,866 < cos ф < 0,9

инд.

не норм.

не норм.

± 2,8

± 1,9

± 1,7

0,9 < cos ф < 0,95

инд.

не норм.

не норм.

± 2,6

± 1,8

± 1,7

0,95 < cos ф < 0,99

инд.

не норм.

не норм.

± 2,4

± 1,7

± 1,6

0,99 < cos ф < 1

инд.

не норм.

не норм.

± 2,2

± 1,6

± 1,5

cos ф = 1

не норм.

не норм.

± 2,1

± 1,6

± 1,5

0,8 < cos ф < 1

емк.

не норм.

не норм.

± 3,3

± 2,2

± 1,9

21, 23

0,5 < cos ф < 0,8

инд.

не норм.

± 5,3

± 3,7

± 3,0

± 3,0

0,8 < cos ф < 0,866

инд.

не норм.

± 3,1

± 2,3

± 2,0

± 2,0

0,866 < cos ф < 0,9

инд.

не норм.

± 2,8

± 2,1

± 1,8

± 1,8

0,9 < cos ф < 0,95

инд.

не норм.

± 2,6

± 2,0

± 1,7

± 1,8

0,95 < cos ф < 0,99

инд.

не норм.

± 2,4

± 1,8

± 1,6

± 1,7

0,99 < cos ф < 1

инд.

не норм.

± 2,3

± 1,7

± 1,5

± 1,6

cos ф = 1

2,4

± 2,2

± 1,6

± 1,5

± 1,5

0,8 < cos ф < 1

емк.

не норм.

± 3,1

± 2,4

± 2,0

± 2,0

Таблица 4 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях при измерении

реактивной электроэнергии

№ ИК

Диапазон значений cos ф

Предел

допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электроэнергии (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ), %

1< 1раб <2

2< 1раб <5

5< 1раб <20

20< 1раб

<100

100< 1раб <120

1

2

3

4

5

6

7

1-8, 14-20, 22, 24-33

0,5 < cos ф < 0,8

не норм.

не норм.

± 5,3

± 3,7

± 3,4

0,8 < cos ф < 0,866

не норм.

не норм.

± 6,3

± 4,2

± 3,7

0,866 < cos ф < 0,9

не норм.

не норм.

не норм.

± 4,6

± 4,0

0,9 < cos ф < 0,95

не норм.

не норм.

не норм.

± 6,0

± 5,0

0,95 < cos ф < 1

не норм.

не норм.

не норм.

не норм.

не норм.

9-13

0,5 < cos ф < 0,8

не норм.

не норм.

± 5,2

± ,6

± 3,2

0,8 < cos ф < 0,866

не норм.

не норм.

± 6,2

± 4,0

± 3,5

0,866 < cos ф < 0,9

не норм.

не норм.

не норм.

± 4,5

± 3,8

0,9 < cos ф < 0,95

не норм.

не норм.

не норм.

± 5,7

± 4,7

0,95 < cos ф < 1

не норм.

не норм.

не норм.

не норм.

не норм.

21, 23

0,5 < cos ф < 0,8

не норм.

не норм.

± 3,8

± 3,3

± 3,4

0,8 < cos ф < 0,866

не норм.

не норм.

± 4,3

± 3,7

± 3,7

0,866 < cos ф < 0,9

не норм.

не норм.

не норм.

± 4,0

± 4,0

0,9 < cos ф < 0,95

не норм.

не норм.

не норм.

± 5,0

± 5,0

0,95 < cos ф < 1

не норм.

не норм.

не норм.

не норм.

не норм.

Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 5

Таблица 5 - Основные технические характеристики

ИК

Наименование характеристики

Значение

1, 5, 6, 9, 11, 18, 22, 25, 28

Номинальный ток:

первичный (1н1) вторичный (1н2)

300 А

5 А

Диапазон тока:

первичного (I1) вторичного (I2)

От 15 до 300 А От 0,25 до 5 А

Номинальное напряжение:

первичное (ин1) вторичное (ин2)

10 000 В

100 В

Диапазон напряжения:

первичное (ин1) вторичное (ин2)

От 9500 до 10500 В От 95 до 105 В

Коэффициент мощности cos ф

От 0,5 до 1,0

Номинальная нагрузка ТТ

10 ВА

Допустимый диапазон нагрузки ТТ

От 2,5 до 10 ВА

Номинальная нагрузка ТН

200 ВА

Допустимый диапазон нагрузки ТН

От 50 до 200 ВА

Номинальная нагрузка ТН

150 ВА

Допустимый диапазон нагрузки ТН

От 37,5 до 150 ВА

Допустимое значение с-os ф2 во вторичной цепи нагрузки ТТ

От 0,8 до 1,0

2, 3, 4,

7, 24,

27

Номинальный ток:

первичный (1н1) вторичный (1н2)

400 А

5 А

Диапазон тока:

первичного (I1) вторичного (I2)

От 20 до 400 А От 0,25 до 5 А

Номинальное напряжение:

первичное (ин1) вторичное (ин2)

10000 В

100 В

Диапазон напряжения:

первичное (ин1) вторичное (ин2)

От 9500 до 10500 В От 95 до 105 В

Коэффициент мощности cos ф

От 0,5 до 1,0

Номинальная нагрузка ТТ

10 ВА

Допустимый диапазон нагрузки ТТ

От 2,5 до 10 ВА

Номинальная нагрузка ТН

200 ВА

Допустимый диапазон нагрузки ТН

От 50 до 200 ВА

Номинальная нагрузка ТН

150 ВА

Допустимый диапазон нагрузки ТН

От 37,5 до 150 ВА

Допустимое значение с-os ф2 во вторичной цепи нагрузки ТТ

От 0,8 до 1,0

ИК

Наименование характеристики

Значение

8, 10, 13, 14, 17, 19, 26, 32, 33

Номинальный ток:

первичный (1н1) вторичный (Ih2)

200 А

5 А

Диапазон тока:

первичного (I1) вторичного (I2)

От 10 до 200 А От 0,25 до 5 А

Номинальное напряжение:

первичное (ин1) вторичное (Uh2)

1000 В

100 В

Диапазон напряжения:

первичное (ин1) вторичное (Uh2)

От 9500 до 10500 В От 95 до 105 В

Коэффициент мощности cos ф

От 0,5 до 1,0

Номинальная нагрузка ТТ

10 ВА

Допустимый диапазон нагрузки ТТ

От 2,5 до 10 ВА

Номинальная нагрузка ТН

200 ВА

Допустимый диапазон нагрузки ТН

От 50 до 200 ВА

Номинальная нагрузка ТН

150 ВА

Допустимый диапазон нагрузки ТН

От 37,5 до 150 ВА

Допустимое значение cos ф2 во вторичной цепи нагрузки ТТ

От 0,8 до 1,0

12, 15,

20, 23, 30, 31

Номинальный ток:

первичный (1н1) вторичный (Ih2)

150 А

5 А

Диапазон тока:

первичного (I1) вторичного (12)

От 7,5 до 150 А От 0,25 до 5 А

Номинальное напряжение:

первичное (UH1) вторичное (Uh2)

10000 В

100 В

Диапазон напряжения:

первичное (UH1) вторичное (Uh2)

От 9500 до 10500 В От 95 до 105 В

Коэффициент мощности cos ф

От 0,5 до 1,0

Номинальная нагрузка ТТ

10 ВА

Допустимый диапазон нагрузки ТТ

От 2,5 до 10 ВА

Номинальная нагрузка ТН

200 ВА

Допустимый диапазон нагрузки ТН

От 50 до 200 ВА

Номинальная нагрузка ТН

150 ВА

Допустимый диапазон нагрузки ТН

От 37,5 до 150 ВА

Допустимое значение cos ф2 во вторичной цепи нагрузки ТТ

От 0,8 до 1,0

16, 21, 29

Номинальный ток:

первичный (1н1) вторичный (Ih2)

100 А

5 А

Диапазон тока:

первичного (I1)

вторичного (I2)

От 5 до 100 А

От 0,25 до 5 А

Номинальное напряжение:

первичное (Uhi) вторичное (UH2)

10000 В

100 В

Диапазон напряжения:

первичное (Uhi) вторичное (UH2)

От 9500 до 10500 В От 95 до 105 В

Коэффициент мощности cos ф

От 0,5 до 1,0

Номинальная нагрузка ТТ

10 ВА

Допустимый диапазон нагрузки ТТ

От 2,5 до 10 ВА

Номинальная нагрузка ТН

200 ВА

Допустимый диапазон нагрузки ТН

От 50 до 200 ВА

Номинальная нагрузка ТН

150 ВА

Допустимый диапазон нагрузки ТН

От 37,5 до 150 ВА

Допустимое значение cos ф2 во вторичной цепи нагрузки ТТ

От 0,8 до 1,0

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;

- Трансформатор тока - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 15843 ч, среднее время восстановления работоспособности не более = 2 ч;

Надежность системных решений:

• резервирование питания с помощью устройства АВР;

• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи;

Регистрация событий:

в журнале счётчика:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекция времени;

• журнал ИВК:

- параметрирование;

- попытка не санкционируемого доступа;

- коррекция времени;

Защищённость применяемых компонентов:

• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера.

• защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

- установка пароля на счётчик;

- установка пароля на сервер;

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 2730 часов.

Сервер баз данных обеспечивает хранение результатов измерений, состояний средств измерений на срок не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента системы

Количество

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М, КТ 0,5S/1, ГР № 36697-08

33

Трансформатор тока ТЛМ-10 300/5, КТ 0,5, ГР № 48923-12

14

Трансформатор тока ТЛМ-10 400/5, КТ 0,5, ГР № 48923-12

12

Трансформатор тока ТЛМ-10 200/5, КТ 0,5, ГР № 48923-12

10

Трансформатор тока ТЛМ-10 150/5, КТ 0,5, ГР № 48923-12

2

Трансформатор тока ТЛМ-10 100/5, КТ 0,5, ГР № 48923-12

4

Трансформатор тока ТЛМ-10 100/5, КТ 0,5S, ГР № 48923-12

2

Трансформатор тока ТЛМ-10 150/5, КТ 0,5S, ГР № 48923-12

2

Трансформатор тока ТПЛ-10 150/5, КТ 0,5, ГР № 1276-59

4

Трансформатор тока ТПЛ-10 200/5, КТ 0,5, ГР № 1276-59

4

Трансформатор тока ТПЛ-10 300/5, КТ 0,5, ГР № 1276-59

2

Трансформатор тока ТВЛМ-10 300/5, КТ 0,5, ГР № 1856-63

2

Трансформатор тока ТПФМ-10 200/5, КТ 0,5, ГР № 814-53

2

Трансформатор тока ТПЛМ-10 150/5, КТ 0,5, ГР № 2363-68

2

Трансформатор тока ТПЛМ-10 200/5, КТ 0,5, ГР № 2363-68

2

Трансформатор напряжения НТМИ-10-66, К тт 10/0,1, ГР № 831-69

6

Трансформатор напряжения НТМИ-10, КТ 0,2, К тт 10/0,1, ГР № 831-69

2

Трансформатор напряжения НТМИ-10, КТ 0,5, К тт 10/0,1, ГР № 831-69

2

Трансформатор напряжения НАМИ-10-95 УХЛ2, К тт 10/0,1, ГР № 20186-00

4

Сервер НР Proliant DL 180 G6 WW

1

Устройство синхронизации системного времени УСВ-2, № 2745, ГР № 41681-10,

1

ПО АльфаЦентр Многопользовательская версия

1

Наименование документации

Методика поверки МГЭР.411713.00422.МП

1

Формуляр МГЭР.411713.00422.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МГЭР.411713.00422.МП "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии    ЗАО

"Энергосети". Методика поверки", утверждённому Государственным центром испытаний средств измерений ООО "Испытательный центр "Энерготестконтроль" 06.08.2013 г.

Средства поверки:

Радиочасы МИР РЧ-02, Госреестр № 46656-11.

Средства поверки - измерительных компонентов:

- трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

- счётчиков электрической энергии в соответствии с документом "Счётчики электрической энергии трёхфазные статические СЭТ-4ТМ.03М. Методика поверки в составе ИЛГШ.411152.146 РЭ1", согласованная с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;

- УСВ-2 в соответствии с утвержденным документом "Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001 И1", утверждённым ФГУП "ВНИИФТРИ" 12.05.2010 г.

Сведения о методах измерений

Методы измерений приведены в документе МГЭР.411713.00422. Методика измерений "Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ЗАО "Энергосети". Методика (метод) измерений электрической энергии";

Методика (метод) измерений - 411713.00422. Методика измерений "Системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ЗАО "Энергосети". Методика (метод) измерений электрической энергии" аттестована Государственным центром испытаний средств измерений ООО "Испытательный центр "Энерготестконтроль" по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 85/01.00066-2010/2012 от 07 августа 2013 г.

Нормативные документы

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) ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия;

4) ГОСТ Р 52323-2005. (МЭК 62053-22:2003) "Аппаратура для измерений электрической

энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики

активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S";

5) ГОСТ Р 52425-2005. (МЭК 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание