Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Мосгорэнерго" на объекте ЗАО "Калужский сельскохозяйственный центр"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 376 п. 02 от 31.05.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 46704
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ЗАО «Калужский сельскохозяйственный центр» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения электроэнергии (мощности), потребляемой ОАО «Мосгорэнерго» (г. Москва), а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) 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

е диному 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

с остоянии 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).

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 2х-уровневую систему.

АИИС КУЭ установлена для коммерческого учета электрической энергии в ОАО «Мосгорэнерго»

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

ТИ);

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

ИИК ТИ уровень включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 77462001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Меркурий 230 ART-03 PQRSIN 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.

лист № 2 всего листов 12 (ИВК) включает в себя сервер базы данных (далее - сервер БД), систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) на базе устройство синхронизации времени УСВ-1, автоматизированные рабочие места операторов (далее - АРМ), технические средства приема-передачи данных и программное обеспечение (далее - ПО).

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

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 проводных линий связи поступает на сервер БД. Информация в сервере БД формируется в архивы и записывается на жесткий диск. Оба сервера подключаются 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-1, установленного на уровне ИВК. УСВ-1 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 ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ЗАО «Калужский сельскохозяйственный центр» входит многопользовательский программный комплекс «Альфа ЦЕНТР» с возможностью опроса до 5000 (пяти тысяч) точек счетчиков электрической энергии.

ПО «Альфа ЦЕНТР» 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 лист № 3 всего листов 12 организации измерительных каналов ПО «Альфа ЦЕНТР» и определяются классом применяемых электросчетчиков и трансформаторов.

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии в ПО «Альфа ЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, 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

Наименование программного модуля (идентификацион ное наименование программного обеспечения)

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО «Альфа ЦЕНТР»

Планировщик опроса и передачи данных

Amrserver.exe

3.32.0.0

94B754E7DD0A5 7655C4F6B8252A FD7A6

MD5

драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД

Атгс.ехе

3.32.0.0

8278B954B23E73 646072317FFD09 BAAB

Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД

Amra.exe

3.32.0.0

B7DC2F29537555 3578237FFC2676 B153

драйвер работы с БД

Cdbora2.dll

3.31.0.0

5E9A48ED75A27 D10C135A87E77 051806

Библиотека шифрования пароля счетчиков

encryptdll.dll

2.0.0.0

0939CE05295FB CBBBA400EEAE

8D0572C

библиотека сообщений планировщика опросов

alphamess.dll

Номер версии отсутствует

B8C331ABB5E34 444170EEE9317D 635CD

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

Технические характеристики

Состав 1-го уровня измерительных каналов (ИК) приведен в табл. 2, Значение характеристик погрешности АИИС КУЭ в рабочих условиях приведены в таблицах 3,4. Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в табл. 5.

Блок-схема АИИС КУЭ приведена на рис. 1

RS-232

УСВ-1

Сеть TCP/IP

ОАО "МОЭК"

ГРЩ 0,4 кВ

—I Модем GSM

Internet

Электронная почта

100 Base-T

ОАО "АТС"

Московское РДУ

Смежные

субъекты

ГаРМ 2                |

| ОАО "Мосгорэнсрго"

I 1Ю Альфа 11снтр (ACUE) ।

Уровень ИВК

Коммутатор

Catalist 2960

ИВК

100 Base-T

Сервер сбора данных

Сервер БД

ПО Альфа-Центр

AC_UE, ACT, AC_XML

Ethernet - COM Сервер

100 Base-Г

Модем GSM Siemens MC-35it -5 шт.

Уровень ИИК

центр

RS-232

RS-485

Siemens

МС-3511

Преобразователь интерфейса МОХА A52/220VAC DB9

Счетчик 31

Меркурий 230 ART-01 PQRSIDN

Счетчик 32 Меркурий 230 ART-01 PQRSTDN

Счетчик 1

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

Счетчик 30 Меркурий 230 ART-03 PQRSTDN

ЗАО "Калужский

I сельскохозяйственный

I 100 Base-T

ГАРМ 1       '

| Филиал №5

I ПО Альфа Центр

I (ACUE)

Рис. 1

аблица 2. Состав 1-го уровня ИК

№ ИК

Наименование объекта

Тип ТТ

К тт

Класс точно сти

Заводской номер

Тип счетчика

Класс точности

Номинальное напряжение

Номинальный ток

Заводской номер

Вид электроэнергии

А/А

A

B

C

В

А

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

1

ГРЩ Г-1-1

Т-0,66 МУ3

200/5

0,5

306578

306580

290639

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03391688

акт./реакт.

2

ГРЩ О-8-2

Т-0,66 МУ3

200/5

0,5S

314715

314716

314717

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03393379

акт./реакт.

3

ГРЩ О-8-1

Т-0,66 МУ3

200/5

0,5S

314718

314719

314720

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03391693

акт./реакт.

4

ГРЩ О-7-2

Т-0,66 МУ3

200/5

0,5S

314721

314722

314723

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03391704

акт./реакт.

5

ГРЩ О-2-1

Т-0,66 МУ3

200/5

0,5S

000452

000454

000455

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03393400

акт./реакт.

6

ГРЩ О-9-2

Т-0,66 МУ3

150/5

0,5S

168520

168519

168521

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03391677

акт./реакт.

7

ГРЩ О-1-1

ТШП-0,66 У3

400/5

0,5S

017933

017935

017934

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03393298

акт./реакт.

8

ГРЩ О-1-2

ТШП-0,66 У3

400/5

0,5S

017791

017790

017789

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03393373

акт./реакт.

9

ГРЩ О-2-2

ТШП-0,66 У3

400/5

0,5S

017800

017799

017798

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03392901

акт./реакт.

10

ГРЩ Г-2-1

Т-0,66

200/5

0,5S

02018443

02018444

02018445

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03393221

акт./реакт.

11

ГРЩ Г-2-2

ТШП-0,66 У3

300/5

0,5S

017503

017504

017505

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03393382

акт./реакт.

12

ГРЩ Г-1-2

ТШП-0,66 У3

300/5

0,5S

017506

017507

017508

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03393378

акт./реакт

13

ГРЩ О-4-1

ТШП-0,66 У3

300/5

0,5S

017500

017501

017502

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03391892

акт./реакт

14

ГРЩ О-9-1

Т-0,66 МУ3

600/5

0,5S

317538

317530

317544

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03391898

акт./реакт

15

ГРЩ О-7-1

Т-0,66 МУ3

600/5

0,5S

317529

317537

317543

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03391840

акт./реакт

16

ГРЩ О-6-2

ТШП-0,66 У3

600/5

0,5S

01006157

01006158

01006156

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03391703

акт./реакт

№ ИК

Наименование объекта

Тип ТТ

К тт

Класс точно сти

Заводской номер

Тип счетчика

Класс точности

Номинальное напряжение

Номинальный ток

Заводской номер

Вид электроэнергии

А/А

A

B

C

В

А

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

17

ГРЩ О-6-1

Т-0,66 МУ3

600/5

0,5S

317540

317539

317534

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03391711

акт./реакт

18

ГРЩ О-3-2

Т-0,66 МУ3

600/5

0,5S

317600

317605

317606

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03391892

акт./реакт

19

ГРЩ О-3-1

Т-0,66 МУ3

600/5

0,5S

317590

317589

317599

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03391895

акт./реакт

20

ГРЩ О-5-1

Т-0,66 МУ3

600/5

0,5S

317545

317533

317446

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03391951

акт./реакт

21

ГРЩ 2-1-1

Т-0,66 МУ3

600/5

0,5S

317582

317583

317584

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03391687

акт./реакт

22

ГРЩ О-5-2

ТШП-0,66 У3

600/5

0,5S

01006160

010061161

01006159

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03391896

акт./реакт

23

ГРЩ А-2

ТШП-0,66 У3

400/5

0,5S

007484

007487

007485

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03391696

акт./реакт

24

ГРЩ А-1

ТШП-0,66 У3

400/5

0,5S

018050

018052

018051

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03391817

акт./реакт

25

ГРЩ А-1-1

ТШП-0,66 У3

400/5

0,5S

018046

018045

018044

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03391950

акт./реакт

26

ГРЩ А-1-2

ТШП-0,66 У3

400/5

0,5S

018047

018048

018049

Меркурий 230 ART-03 QRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03391901

акт./реакт

27

ГРЩ О-4-2

ТШП-0,66 У3

300/5

0,5S

009181

009178

008902

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03392927

акт./реакт

28

ГРЩ О-5-2

Т-0,66 МУ3

600/5

0,5S

317579

317581

317580

Меркурий 230 ART-03 QRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03391683

акт./реакт

29

ГРЩ 2-1

ТШП-0,66

600/5

0,5S

317593

317596

317611

Меркурий 230 ART-03 QRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03391846

акт./реакт

30

ГРЩ 2-2

ТШП-0,66

600/5

0,5S

317601

317602

317609

Меркурий 230 ART-03 QRSIDN

0,5S/1,0

380

5

03391946

акт./реакт

31

ГРЩ АД1

-

Меркурий 230 ART-01 PQRSIN

0,5S/1,0

380

5

03396571

акт./реакт

32

ГРЩ АД2

-

Меркурий 230 ART-01 PQRSIN

0,5S/1,0

380

5

03396547

акт./реакт

Таблица 3

№ ИК

Диапазон значений cos ф

Тип нагрузки

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

1< 11)(|б <2

2< 1раб <5

5< 1раб <20

20< U <100

100< и <120

1

2

3

4

5

6

7

8

1

0,5 < cos ф < 0,8

инд.

не норм.

не норм.

5,4

2,8

2,0

0,8 < cos ф < 0,866

инд.

не норм.

не норм.

2,9

1,5

1,2

0,866 < cos ф < 0,9

инд.

не норм.

не норм.

2,5

1,4

1,1

0,9 < cos ф < 0,95

инд.

не норм.

не норм.

2,3

1,3

1,0

0,95 < cos ф < 0,99

инд.

не норм.

не норм.

2,0

1,2

1,0

0,99 < cos ф < 1

инд.

не норм.

не норм.

1,8

1,1

0,9

cos ф = 1

не норм.

не норм.

1,8

1,1

0,9

0,8 < cos ф < 1

емк.

не норм.

не норм.

3,0

1,6

1,2

2 - 30

0,5 < cos ф < 0,8

инд.

не норм.

4,8

2,9

2,0

2,0

0,8 < cos ф < 0,866

инд.

не норм.

2,7

1,6

1,2

1,2

0,866 < cos ф < 0,9

инд.

не норм.

2,4

1,4

1,1

1,1

0,9 < cos ф < 0,95

инд.

не норм.

2,2

1,3

1,0

1,0

0,95 < cos ф < 0,99

инд.

не норм.

2,0

1,2

0,9

1,0

0,99 < cos ф < 1

инд.

не норм.

1,9

1,1

0,9

0,9

cos ф = 1

2,0

1,8

1,1

0,9

0,9

0,8 < cos ф < 1

емк.

не норм.

2,7

1,8

1,2

1,2

31, 32

0,5 < cos ф < 0,8

инд.

не норм.

не норм.

1,9

1,5

1,5

0,8 < cos ф < 0,866

инд.

не норм.

не норм.

1,5

1,4

1,4

0,866 < cos ф < 0,9

инд.

не норм.

не норм.

1,5

1,3

1,4

0,9 < cos ф < 0,95

инд.

не норм.

не норм.

1,4

1,3

1,4

0,95 < cos ф < 0,99

инд.

не норм.

не норм.

1,4

1,3

1,4

0,99 < cos ф < 1

инд.

не норм.

не норм.

1,3

1,3

1,4

cos ф = 1

не норм.

1,8

1,3

1,3

1,4

0,8 < cos ф < 1

емк.

не норм.

не норм.

1,8

1,4

1,4

Таблица 4

№ ИК

Диапазон значений cos ф

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

1< 1раб <2

2< 1раб <5

5< 1раб <20

20< Ipa6 <100

100< 1раб <120

1

2

3

4

5

6

7

1

0,5 < cos ф < 0,8

не норм.

не норм.

4,6

2,5

1,9

0,8 < cos ф < 0,866

не норм.

не норм.

5,7

3,0

2,1

0,866 < cos ф < 1

не норм.

не норм.

не норм.

не норм.

не норм.

№ ИК

Диапазон значений cos ф

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

1< w <2

2< W <5

5< U <20

20< 1раб <100

100< 1раб <120

1

2

3

4

5

6

7

2 - 30

0,5 < cos ф < 0,8

не норм.

4,9

2,9

1,9

1,9

0,8 < cos ф < 0,866

не норм.

не норм.

3,4

2,2

2,1

0,866 < cos ф < 1

не норм.

не норм.

не норм.

не норм.

не норм.

31, 32

0,5 < cos ф < 0,8

не норм.

6,6

4,0

2,7

2,5

0,8 < cos ф < 0,866

не норм.

не норм.

4,4

2,8

2,5

0,866 < cos ф < 1

не норм.

не норм.

не норм.

не норм.

не норм.

Примечания к таблицам 3 и 4:

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

2 Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (0,01 - 1,2) 1ном, ток (0,05 - 1,2) 1ном, cosф = 0,9 инд.; температура окружающей среды (20 ± 5)°С.

3 Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) ином; ток (0,01 - 1,2) 1ном при трансформаторе тока с классом точности 0,5S; ток (0,05 - 1,2) 1ном при трансформаторе тока с классом точности 0,5, cosф = 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 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, многофункциональные счетчики типа Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN активной и реактивной энергии класса точности 0,5S/1,0 и счетчики типа Меркурий 230 ART-01 PQRSIDN активной и реактивной энергии класса точности 1,0/2,0 в соответствии с ГОСТ 52323-2005 при измерении активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 при измерении реактивной электроэнергии;

5 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 ОАО "Мосгорэнерго" порядке.

Таблица 5 Основные технические характеристики АИИС КУЭ

ИК

Наименование характеристики

Значение

14, 15,

16, 17,

18, 19,

20, 21,

22, 28, 29, 30

Номинальный ток:

первичный (1н1) вторичный (1н2)

600 А

5 А

Диапазон тока:

первичного (I1) вторичного (I2)

От 6 до 720 А От 0,05 до 6 А

Номинальное напряжение:

380 В

Диапазон напряжения:

первичного (Ui)

От 361 до 399 В

Коэффициент мощности cos ф

От 0,5 до 1,0

Номинальная нагрузка ТТ

5 ВА

Допустимый диапазон нагрузки ТТ

От 1,25 до 5 ВА

Допустимое значение с-os ф2 во вторичной цепи нагрузки ТТ

От 0,8 до 1,0

11, 12,

13, 27

Номинальный ток:

первичный (1н1) вторичный (1н2)

300 А

5 А

Диапазон тока:--------------

первичного (I1)

----------От 3 до 360 А---------

ИК

Наименование характеристики

Значение

вторичного (12)

От 0,05 до 6 А

Номинальное напряжение:

380 В

Диапазон напряжения:

первичного (U1)

От 361 до 399 В

Коэффициент мощности cos ф

От 0,5 до 1,0

Номинальная нагрузка ТТ

5 ВА

Допустимый диапазон нагрузки ТТ

От 2,5 до 10 ВА

Допустимое значение cos ф2 во вторичной цепи нагрузки ТТ

От 0,8 до 1,0

7, 8, 9, 23, 24, 25, 26

Номинальный ток:

первичный (1н1) вторичный (1н2)

400 А

5 А

Диапазон тока:

первичного (11) вторичного (12)

От 4 до 480 А

От 0,05 до 6 А

Номинальное напряжение:

380 В

Диапазон напряжения:

первичного (U1)

От 361 до 399 В

Коэффициент мощности cos ф

От 0,5 до 1,0

Номинальная нагрузка ТТ

5 ВА

Допустимый диапазон нагрузки ТТ

От 1,25 до 5 ВА

Допустимое значение cos ф2 во вторичной цепи нагрузки ТТ

От 0,8 до 1,0

1, 2, 3,

4, 5, 10

Номинальный ток:

первичный (Ihi) вторичный (IH2)

200 А

5 А

Диапазон тока:

первичного (11) вторичного (12)

От 2 до 240 А

От 0,05 до 6 А

Номинальное напряжение:

380 В

Диапазон напряжения:

От 361 до 399 В

Коэффициент мощности cos ф

От 0,5 до 1,0

Номинальная нагрузка ТТ

5 ВА

Допустимый диапазон нагрузки ТТ

От 1,25 до 5 ВА

Допустимое значение cos ф2 во вторичной цепи нагрузки ТТ

От 0,8 до 1,0

6

Номинальный ток:

первичный (Ihi) вторичный (IH2)

150 А

5 А

Диапазон тока:

первичного (11) вторичного (12)

От 1,5 до 180 А

От 0,05 до 6 А

Номинальное напряжение:

380 В

Диапазон напряжения:

От 361 до 399 В

Коэффициент мощности cos ф

От 0,5 до 1,0

Номинальная нагрузка ТТ

5 ВА

Допустимый диапазон нагрузки ТТ

От 1,25 до 5 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 (шт)

Счетчик электрической энергии Меркурий 230 ART-03 PQRSIN, КТ 0,5S/1,0

30

Счетчик электрической энергии Меркурий 230 ART-01 PQRSIN, КТ 1,0/2,0

2

Трансформатор тока ТШП-0,66 У3, К тт 300/5

12

Трансформатор тока ТШП-0,66, К тт 600/5

6

Трансформатор тока Т-0,66 МУ3, К тт 600/5

24

Трансформатор тока ТШП-0,66 У3, К тт 400/5

21

Трансформатор тока ТШП-0,66 У3, К тт 600/5

6

Трансформатор тока Т-0,66 МУ3, К тт 150/5

3

Трансформатор тока Т-0,66 МУ3, К тт 200/5

15

Трансформатор тока Т-0,66, К тт 200/5

3

Инструкция по эксплуатации МГЭР.411713.004.018 - ИЭ.М

1

Методика поверки КПНГ.411713.121 МП

1

Формуляр МГЭР.411713.004.018- ФО.М

1

Сервер HP ProLiant ML370 G5; 6 сотовых модема стандарта GSM 900/1800 Siemens MC35.900/1800 IRZ MC52iT.

1 комплект

ПО Альфа Центр Многопользовательская версия

1 комплект

Устройство синхронизации системного времени УСВ-1, № 1611

1

Поверка

осуществляется в соответствии с документом КПНГ.411713.121 МП Методика поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ЗАО «Калужский сельскохозяйственный центр», утверждённым ГЦИ СИ ООО "ИЦ "Энерготестконтроль" 02.04.2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

1) Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

2) Средства поверки счётчиков электрической энергии в соответствии с утвержденным документом "Счётчики электрической энергии трёхфазные статические Меркурий 230. Методика поверки АВЛГ.411152.021 МП";

3) Переносной компьютер с ПО "Конфигуратор Меркурий 230" и оптическим преобразователем для работы со счетчиками системы;

4) Средства поверки УСВ-1 в соответствии с утвержденным документом "Устройства синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001 И1", утверждённым ФГУП "ВНИИФТРИ" 12.05.2010 г. оборудование для поверки УСВ-1 в соответствии с методикой поверки (ВЛСТ 221.00.000 МП), утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2004 году;

5) Радиоприемник станций радиовещания, принимающий сигналы службы точного времени.

Сведения о методах измерений

Методы измерений, которые используются в АИИС КУЭ приведены в документе КПНГ.411713.121 МИ - Методика (метод) измерений электроэнергии Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ЗАО «Калужский сельскохозяйственный центр»;

Характеристики погрешностей ИК при измерении активной электроэнергии

Характеристики погрешностей ИК при измерении реактивной электроэнергии

лист № 12 всего листов 12

Методика (метод) измерений - КПНГ.411713.121 МИ аттестована ГЦИ СИ - ООО "Испытательный центр "Энерготестконтроль" по ГОСТ Р 8.563-2009 .Свидетельство об аттестации № 76/01.00066-2010/2012 от 30.03.2012 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 1983-2001.Трансформаторы напряжения, Общие технические условия;

5) 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";

6) 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