Приложение к свидетельству № 51243
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 13
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии ОАО «ПСЗ «Янтарь»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии ОАО «ПСЗ «Янтарь» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерения
электроэнергии(мощности),отпускаемойпотребителямОАО«Прибалтийский
судостроительный завод «Янтарь», г. Калининград, а также регистрации и хранения параметров
электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с
субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), ОАО «АТС», «СО-ЦДУ «ЕЭС» и др. (далее –
внешние пользователи).
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, систему с централизованным
управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
·
измерение 30-минутных приращений активной (реактивной) электроэнергии (мощности);
·
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);
·
обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданныхот
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).
Метод измерения электроэнергии (мощности).Первичные фазные токи и напряжения
трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня,
которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного
счетчикаэлектроэнергии.Всчетчикемгновенныезначенияаналоговыхсигналов
преобразуются 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. (Умножение на коэффициенты трансформации
осуществляется в сервере).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейсу RS 485
или по радиоканалу и далее через локальную сеть поступает на вход сервера опроса и баз
данных (IBM PC совместимый компьютер), где осуществляется автоматизированный сбор,
обработка (вычисление электроэнергии и
мощности), накопление, формирование
и хранение,
Лист № 2
Всего листов 13
оформление справочных и отчетных документов, отображение результатов измерений и
передача накопленных данных по каналу связи (On Line Internet) вышестоящим и внешним
пользователям (ОАО «АТС», СО-СДУ ЕЭС и
др.). Коммерческая
информация, передаваемая
внешнимпользователям,отражает30-минутныерезультатыизмеренияпотребления
электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием
электронных документов в виде макета 80020 в формате XML.
АИИС КУЭ состоит из 2 уровней.
1-й уровень включает в себя 19 измерительно-информационных точек учета (ИИК ТУ) в
составе:
• измерительные трансформаторы тока (ТТ) ТОЛ-10, ТШП-0,66, класса точности 0,5 по ГОСТ
7746-2001;
• измерительные трансформаторы напряжения (ТН) ЗНОЛП-6, класса точности 0,5 по ГОСТ
1983-2001;
• вторичные измерительные цепи тока и напряжения;
• счетчики электрической энергии многофункциональные (счетчики) ПСЧ-4ТМ.05М активной
и реактивной энергии, класса точности 0,5S/1,0 по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425;
2-й уровень – уровень измерительно-вычислительного комплекса с функциями
комплекса электроустановки (ИВК с функциями ИВКЭ) в составе:
• сервер, реализованный на основе промышленного компьютера с IBM PC - совместимой
платформой в серверном исполнении;
• каналы связи: с 1 уровнем - локальная сеть Ethernet, с внешними пользователями - On Line
Internet;
• коммуникационное и модемное оборудование для обмена данными со счетчиками
(преобразователь интерфейса RS-485, радиомодемы «Спектр 433»);
• технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения
прав доступа;
• АРМ диспетчера, пользователей (1 экз);
• цепи и устройства питания (Ippon Smart Winner 3000ВА).
Подсистема коррекции времени в составе:
• блоки синхронизации и связи КСС-11 в комплекте с GPS приемником BR-355.
ИИК ТУ, ИВК с функциями ИВКЭ и каналы связи между ними образуют
измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ
В АИИС КУЭ предусмотрена система синхронизации единого времени (СОЕВ).
Синхронизация часов производится от эталона, в качестве которого выступает GPS приемник.
Блок синхронизации и связи счетчиков КСС-11 в комплекте с GPS приемником BR-355
(далее – блок КСС-11) преобразует сигнал со спутникового приемника в протокол
широковещательного запроса на синхронизацию внутренних часов счетчиков 1 раз в сутки.
Условием корректировки внутренних часов счетчиков служит прием блоком КСС-11 сигналов
точного времени со спутниковой антенны GPS и отсутствие признака корректировки часов
счетчиков в течение текущих суток.
Часы ИВК с функциями ИВКЭ синхронизируются каждые 30 минут от любого счетчика,
в котором на момент опроса была произведена корректировка.
От сервера в автоматическом режиме производится каждые 30 минут синхронизация
часов АРМ.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ± 5 с /сут.
Лист № 3
Всего листов 13
Программное обеспечение
-Специализированное ПО «Энфорс АСКУЭ» и ПО «Энфорс Энергия 2+»
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование
ПО
Наименование
файла
НомерЦифровой
версии идентификатор ПО
ПО (контрольная сумма
исполняемого кода)
1
Наименование
программного
модуля
(идентификационное
наименование ПО)
2
3
45
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора
ПО
6
АдминистрированиеEnfAdmin.exe
программного
комплекса
(C:\Program
Files\Enforce\ASKUE)
NewOpcon.exe
Оперативный
контроль
Отчеты
NewReports.exe
DataProc.exe
NewMEdit.exe
98fc8cdd9d642624da
ebe324f31f59e3
6edf8b590cd3aadf17
e62bc5b4f63126
5da292d5daa85d29ef
540625f3562458
46951a1b6f7bc95dcc
7ef9de04d9d732
M80020.exe
NewM51070.exe
M80050.exe
ce7bb2858a21dff28b
925816a3a1dda0
63d44b869d8f03b7fe
1c41f131e9695c
612e20fbd0684ea519
8e150d17e5ab47
Enf_ASKP.exe
M80020_imp.exe
Obhod.exe
73da93a3eeb445b7f3
5c4937dbd85320
7fc7b8b089484802b2
39b0d2e2ef4c96
3f46f7031a9c92da0fb
abcc9a5666750
Ручная обработка
данных
Ручной и
автоматический
ввод данных
Формирование
макетов 80020 xml
Формирование
макетов 51070 xml
Формирование
макетов 80040 и
80050 xml
Формирование
макетов АСКП
Загрузка макетов
80020 xml
Перевод
присоединений на
обходные
выключатели
Торговый график
Tradegr.exe
Calc_Formula.exe
4a320234f37eedbb94
41f71dacbe6462
ced70f330d11fd08bd
fe91f4f729386e
ПО «Энфорс
АСКУЭ»
Enflogon.exe
73148d7f83a14a9ab5
f03561085cff9b
01b520cf1826f59d28
6516f53b9544a3
Расчет
вычисляемых
показателей
Настройка
подключения к БД
Сборщик
(C:\Program Files
\Энфорс Энергия 2+)
Администратор
Admin2.exe
Opcon2.exe
01ec3094814700d9f8
42727a1338d1d5
41808f02efdb282cf5
12cc8b5f3d4b77
ПО «Энфорс
Энергия 2+»
Оперативный
контроль по 3-х
минутным
интервалам
Отчеты
Reports2.exe
Collector_oracle.e2.0
xe
ae0d33f062c4c76250
eabed23dbfa2a7
2.3.23f8197a111ba0c8579fMD5
67ec2bf1c198e5
Лист № 4
Всего листов 13
Программное обеспечение имеет уровень защиты С от непреднамеренных и
преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.
Организация защиты от
несанкционированного доступа. В АИИС КУЭ предусмотрена
многоуровневаязащитаотнесанкционированногодоступа:системапаролейвПО,
пломбирование счетчиков, информационных цепей.
Метрологические и технические характеристики
Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2, которая содержит
перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ, их метрологических характеристик с
указанием наименования присоединений.
В таблице 3 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.
Таблица 2 – Перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ и их характеристики.
Обозначение,
тип
Заводской
номер
Ктт
·Ктн
·Ксч
Наименование
измеряемой
величины
58486
59056
Ток первичный, I
1
Напряжение первичное,
U
1
ТП-27 РУ-6 кВ яч.22 ПСЗ "Янтарь" В-2-47
Счетчик
4800
59054
ТП-27 РУ-6 кВ
яч.23 ПСЗ
"Янтарь" В-2-
48
4800
ИКСредство измерений
№ Наименова-
ИК ние объекта
учета,
диспетчерское
наименование
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации
№ Госреестра СИ
123
4
567
А
ТОЛ-10
КТтт 0,5;
ТТКтт 400/5
№ 7069-07
С
ТОЛ-10
АЗНОЛП-6
2007968
ВЗНОЛП-6
2007927
КТтн 0,5
ТНКтн 6000/100
№ 46738-11
СЗНОЛП-6
2007962
1
КТсч 0,5S/1,0
Ксч 1
№ 36355-07
Передаточное число
5000 имп/кВт(квар)∙ч
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
ПСЧ-4ТМ.05М.120606121371Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
А
ТОЛ-10
Ток первичный, I
1
2
ТТКТтт 0,5;
Ктт 400/5
№ 7069-07
ТНКТтн 0,5
Ктн 6000/100
№ 46738-11
СТОЛ-10
А ЗНОЛП-6
В ЗНОЛП-6
СЗНОЛП-6
59057
2008041
2007212
2007931
Напряжение первичное,
U
1
58391
58393
ТП-47 РУ-6 кВ яч.2 ПСЗ "Янтарь"
В-2-30
Счетчик
9600
57876
58037
ТП-47 РУ-6 кВ яч.9 ПСЗ "Янтарь"
В-2-31
Счетчик
9600
58514
51019
ТП-47 РУ-6 кВ яч.24 «Автотор»
Счетчик
4800
ТП-47
РУ-0,4
кВ
ф.«Балт
иктоп»
Счетчик
123
КТсч 0,5S/1,0
Ксч 1
№ 36355-07
Передаточное число
5000 имп/кВт(квар)∙ч
4
ПСЧ-4ТМ.05М.12
5
0606121380
Лист № 5
Всего листов 13
67
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
А
ТОЛ-10
ТТКТтт 0,5;
Ктт 800/5
№ 7069-07
СТОЛ-10
Ток первичный, I
1
ТН КТтн 0,5
Ктн 6000/100
№ 46738-11
АЗНОЛП-6
В ЗНОЛП-6
СЗНОЛП-6
2008194
2007926
2008173
Напряжение первичное,
U
1
3
КТсч 0,5S/1,0ПСЧ-4ТМ.05М.120606121300
Ксч 1
№ 36355-07
Передаточное число
5000 имп/кВт(квар)∙ч
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
А
ТОЛ-10
ТТ
КТтт 0,5;
Ктт 800/5
№ 7069-07
СТОЛ-10
Ток первичный, I
1
ТН КТтн 0,5
Ктн 6000/100
№ 46738-11
АЗНОЛП-6
В ЗНОЛП-6
СЗНОЛП-6
2008043
2007815
2007930
Напряжение первичное,
U
1
4
КТсч 0,5S/1,0ПСЧ-4ТМ.05М.120606121387
Ксч 1
№ 36355-07
Передаточное число
5000 имп/кВт(квар)∙ч
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
АТОЛ-10
ТТ
КТтт 0,5;
Ктт 400/5
№ 7069-07
С
ТОЛ-10
Ток первичный, I
1
ТН КТтн 0,5
Ктн 6000/100
№ 46738-11
АЗНОЛП-6
В ЗНОЛП-6
СЗНОЛП-6
2008405
2008410
2008241
Напряжение первичное,
U
1
5
КТсч 0,5S/1,0ПСЧ-4ТМ.05М.120606121308
Ксч 1
№ 36355-07
Передаточное число
5000 имп/кВт(квар)∙ч
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
6
ТТКТтт 0,5;
Ктт 200/5
№ 15173-06
А
ТШП-0,66
В
ТШП-0,66
С
ТШП-0,66
40
2105043
Ток первичный, I
1
2105047
2105584
54292
ТП-7 РУ-6 кВ яч.10 ПСЗ "Янтарь"
В-2-15
Счетчик
7200
57874
57875
9600
Счетчик
40
ТП-13 РУ-0,4 кВ
ф.«Балтстройтранс»
Счетчик
40
Счетчик
123
КТсч 0,5S/1,0
Ксч 1
№ 36355-07
Передаточное число
5000 имп/кВт(квар)∙ч
4
ПСЧ-4ТМ.05М.16
5
0611120386
Лист № 6
Всего листов 13
67
Ток вторичный, I
2
Напряжение первичное,
U
1
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
АТОЛ-10
ТТКТтт 0,5;
Ктт 600/5
№ 7069-07
Ток первичный, I
1
ТН КТтн 0,5
Ктн 6000/100
№ 46738-11
С
Т
ОЛ-10
А ЗНОЛП-6
В ЗНОЛП-6
СЗНОЛП-6
58594
2008373
2008344
2008418
Напряжение первичное,
U
1
7
КТсч 0,5S/1,0ПСЧ-4ТМ.05М.120606121311
Ксч 1
№ 36355-07
Передаточное число
5000 имп/кВт(квар)∙ч
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,
U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
АТОЛ-10
ТТ
КТтт 0,5;
Ктт 800/5
№ 7069-07
С
ТОЛ-10
Ток первичный, I
1
ТН КТтн 0,5
Ктн 6000/100
№ 46738-11
АЗНОЛП-6
В ЗНОЛП-6
СЗНОЛП-6
2008230
2008320
2008411
Напряжение первичное,
U
1
8
ЦРТП РУ-6кВ яч.15 ПСЗ
"Янтарь" В-2-04
Счетчик
КТсч 0,5S/1,0ПСЧ-4ТМ.05М.120606121351Ток вторичный, I
2
Ксч 1Напряжение вторичное,
№ 36355-07U
2
Передаточное числоЭнергия активная, W
P
5000 имп/кВт(квар)∙чЭнергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
КТтт 0,5;
А
ТШП-0,662107076
Ток первичный, I
1
Ктт 200/5
В ТШП-0,66 2105598
№ 15173-06
С
ТШП-0,66 2105586
9
ТП-13 РУ-0,4 кВ ф. ТЭЦ
КТсч 0,5S/1,0ПСЧ-4ТМ.05М.160611120497
Ксч 1
№ 36355-07
Передаточное число
5000 имп/кВт(квар)∙ч
Ток вторичный, I
2
Напряжение первичное,
U
1
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
КТтт 0,5;
Ктт 200/5
№ 15173-06
А
ТШП-0,66
В ТШП-0,66
С
ТШП-0,66
2106402
Ток первич
н
ый, I
1
2106403
2107070
10
КТсч 0,5S/1,0ПСЧ-4ТМ.05М.160611120384
Ксч 1
№ 36355-07
Передаточное число
5000 имп/кВт(квар)∙ч
Ток вторичный, I
2
Напряжение первичное,
U
1
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
А
ТШП-0,66
11
Сб
орк
а-
29
РУ-
0,4
ТТКТтт 0,5;
Ктт 400/5
ВТШП-0,66
2089369
80
2089421
Ток первич
н
ый, I
1
2089408
Счетчик
Сборка-13 РУ-0,4 кВ ф.ТЭЦ
Счетчик
40
ТП-91 РУ-0,4 кВ
ф.«Балтиктоп»
Счетчик
40
ТП-91 РУ-0,4 кВ
ф.«Автотор»
Счетчик
80
15
ТП-26 РУ-0,4 кВ пан.6
ф.«Марвел»
Счетчик
80
16
56
Лист № 7
Всего листов 13
7
123
№ 15173-06
4
СТШП-0,66
КТсч 0,5S/1,0ПСЧ-4ТМ.05М.160611120414
Ксч 1
№ 36355-07
Передаточное число
5000 имп/кВт(квар)∙ч
Ток вторичный, I
2
Напряжение первичное,
U
1
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
КТтт 0,5;
Ктт 200/5
№ 15173-06
А
ТШП-0,66
В ТШП-0,66
СТШП-0,66
2106429
Ток первич
н
ый, I
1
2105605
2105068
12
КТсч 0,5S/1,0ПСЧ-4ТМ.05М.160611120463
Ксч 1
№ 36355-07
Передаточное число
5000 имп/кВт(квар)∙ч
Ток вторичный, I
2
Напряжение первичное,
U
1
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
КТтт 0,5;
Ктт 200/5
№ 15173-06
А
ТШП-0,66
В ТШП-0,66
СТШП-0,66
2107052
Ток первич
н
ый, I
1
2107061
2106404
13
КТсч 0,5S/1,0ПСЧ-4ТМ.05М.160611120435
Ксч 1
№ 36355-07
Передаточное число
5000 имп/кВт(квар)∙ч
Ток вторичный, I
2
Напряжение первичное,
U
1
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
КТтт 0,5;
Ктт 400/5
№ 15173-06
А
ТШП-0,66
В ТШП-0,66
СТШП-0,66
2107414
Ток первич
н
ый, I
1
2107399
2107405
14
КТсч 0,5S/1,0ПСЧ-4ТМ.05М.160608120139
Ксч 1
№ 36355-07
Передаточное число
5000 имп/кВт(квар)∙ч
Ток вторичный, I
2
Напряжение первичное,
U
1
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
КТтт 0,5;
Ктт 400/5
№ 15173-06
А
ТШП-0,66
В ТШП-0,66
СТШП-0,66
2107420
Ток первич
н
ый, I
1
2107394
2107392
КТтт 0,5S/1,0ПСЧ-4ТМ.05М.160611120400
Ксч 1
№ 36355-07
Передаточное число
5000имп/кВт(квар)∙ч
Ток вторичный, I
2
Напряжение первичное,
U
1
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
А
ТШП-0,66
ТП
-26
РУ-
0,4
кВ
пан
ТТКТтт 0,5;
Ктт 400/5
ВТШП-0,66
2089846
80
2107419
Ток первич
н
ый, I
1
2107425
Счетчик
17
ТП-26 РУ-0,4 кВ пан.11
ф.«Марвел»
Счетчик
80
18
ТП-26 РУ-0,4 кВ пан.12
ф.«Марвел»
Счетчик
80
19
ТП-26 РУ-0,4 кВ пан.6
ф.«Автотор»
Счетчик
40
56
Лист № 8
Всего листов 13
7
123
№ 15173-06
4
СТШП-0,66
КТсч 0,5S/1,0ПСЧ-4ТМ.05М.160611120487
Ксч 1
№ 36355-07
Передаточное число
5000имп/кВт(квар)∙ч
Ток вторичный, I
2
Напряжение первичное,
U
1
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
КТтт 0,5;
Ктт 400/5
№ 15173-06
А
ТШП-0,66
В ТШП-0,66
СТШП-0,66
2107409
Ток первич
н
ый, I
1
2107424
2107400
КТсч 0,5S/1,0ПСЧ-4ТМ.05М.160611120442
Ксч 1
№ 36355-07
Передаточное число
5000имп/кВт(квар)∙ч
Ток вторичный, I
2
Напряжение первичное,
U
1
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
КТтт 0,5;
Ктт 400/5
№ 15173-06
А
ТШП-0,66
В ТШП-0,66
СТШП-0,66
2089871
Ток первич
н
ый, I
1
2107398
2090030
КТсч 0,5S/1,0ПСЧ-4ТМ.05М.160611120393
Ксч 1
№ 36355-07
Передаточное число
5000имп/кВт(квар)∙ч
Ток вторичный, I
2
Напряжение первичное,
U
1
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
КТтт 0,5;
Ктт 200/5
№ 15173-06
А
ТШП-0,66
В ТШП-0,66
СТШП-0,66
2106425
Ток первич
н
ый, I
1
2105042
2105577
КТсч 0,5S/1,0ПСЧ-4ТМ.05М.160611120415
Ксч 1
№ 36355-07
Передаточное число
5000имп/кВт(квар)∙ч
Ток вторичный, I
2
Напряжение первичное,
U
1
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
КТ-класс точности средства измерений.
Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии.
Ктт – коэффициент трансформации трансформатора тока.
Ктн – коэффициент трансформации трансформатора напряжения.
Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ, ТН на аналогичные
утвержденных типов с
метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена
оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с
настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть
Лист № 9
Всего листов 13
Таблица 3 – Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК АИИС КУЭ
d
WР
/
d
WQ
активной/реактивной электроэнергии (мощности) для рабочих условий эксплуатации при
доверительной вероятности 0,95
№КТ
ТТ
ИК
КТ
ТН
КТ
СЧ
Значение
cos
j
d
WР
, %
5 %
£
I/In<20%
W
P 5%
£
W
P
<
W
P 20 %
20%
£
I/In<100%
W
P20 %
£
W
P
<
W
P100 %
100%
£
I/In
£
120%
W
P100 %
£
W
P
£
W
P120 %
1-4,0,5
5,7,8
0,50,5s
6,0,5
9-19
-0,5s
1,0
0,8
0,5
1,0
0,8
0,5
±1,3
±1,8
±3,1
±1,2
±1,7
±2,9
±1,2
±1,5
±2,5
±1,0
±1,3
±2,1
№КТ
ТТ
ИК
КТ
ТН
КТ
СЧ
±2,2
±3,1
±5,6
±2,1
±3,0
±5,4
d
WQ
, %
5 %
£
I/In<20%
W
Q 5 %
£
W
Q
<
W
Q20 %
20%
£
I/In<100%
W
Q20 %
£
W
Q
<
W
Q100 %
100%
£
I/In
£
120%
W
Q100 %
£
W
Q
£
W
Q120 %
0,51,0
1-4,0,5
5,7,8
6,0,5
9-19
-1,0
Значение
cos
j
(sin
j
)
0,8(0,6)
0,5(0,87)
0,8(0,6)
0,5(0,87)
±4,8
±3,1
±4,9
±3,4
±3,2
±2,6
±3,1
±2,5
±2,8
±2,4
±2,6
±2,3
I/In – значение первичного тока в сети в процентах от номинального
W
P5 %
(W
Q5
) - W
P120 %
(W
Q120 %
) - значения электроэнергии при соотношении I/In равном от 5 до
120%
Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют
требованиям, распространяющихся на них НД:
Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и эксплуатационной документации
Трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и эксплуатационной документации
Счётчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425- 2005
от 0,25S
ном
до 1,0S
ном
Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ
Наименование параметров
контролируемых присоединений и
влияющих величин
Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и
рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала
СчетчикиТТТН
от I
2 мин
до I
2 макс
от 0,8U
2ном
до 1,15 U
2ном
0,5
инд
;1,0; 0,8
емк
от 47,5 до 52,5
от I
1мин
до 1,2 I
1ном
–
0,8
инд
;1,0
от 47,5 до 52,5
–
от 0,9U
1 ном
до 1,1U
1 ном
0,8
инд
;1,0
от 47,5 до 52,5
от минус 40 до плюс 60
от плюс 5 до плюс 35
не trial 0,5
от минус 50 до плюс 45
от плюс 5 до плюс 35
–
от минус 50 до плюс 45
от плюс 5 до плюс 35
–
–
от 0,25S
2ном
до 1,0S
2ном
–
Сила переменного тока, А
Напряжение переменного тока, В
Коэффициент мощности (cos φ)
Частота, Гц
Температура окружающего
воздуха, °С
-По ЭД
- Рабочие (в помещении П/С)
Индукция внешнего магнитного
поля для счетчиков, мТл
Мощность вторичной нагрузки ТТ
(при cos
j
2
=0,8
инд
)
Мощность нагрузки ТН
(при cos
j
2
=0,8
инд
)
–
–
Лист № 10
Всего листов 13
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Параметры надежности трансформаторов тока:
·
среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,
·
срок службы, не менее 25 лет
Параметры надежности трансформаторов напряжения:
·
среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,
·
срок службы, не менее 25 лет
Параметры надежности счётчиков электроэнергии:
·
среднее время наработки на отказ не менее 90000 ч,
·
среднее время восстановления работоспособности не более 24 ч;
·
срок службы, не менее 30 лет
Параметры надежности сервера:
·
коэффициент готовности не менее 0,99,
·
среднее время наработки на отказ не менее 100000 ч,
·
среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.
Параметры надежности СОЕВ:
·
коэффициент готовности не менее 0,95,
·
среднее время восстановления работоспособности не более 48 ч;
·
блок синхронизации срок службы, не менее 25 лет
Параметры надежности каналообразующей аппаратуры (модемы и т.п.):
·
коэффициент готовности не менее 0,95,
·
среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.;
·
среднее время наработки па отказ не менее 30000 ч.
Параметры надежности каналов передачи данных:
·
коэффициент готовности не trial 0,95,
·
скорость передачи данных 9600 бит/с.
Параметры надежности блока КСС-11:
·
среднее время наработки па отказ не менее 100000 ч,
·
среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч;
·
срок службы, не менее 25 лет
Надежность системных решений:
·
наличие на сервере аппаратных средств резервирования информации (RAID 5);
·
резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
·
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в
организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий: в журнале событий счётчика:
·
параметрирования;
·
пропадания напряжения;
·
коррекции времени в счетчике
Регистрация событии: в журнале событий сервера:
·
параметрирования;
·
пропадания напряжения;
·
коррекции времени в сервере.
Контроль полноты и достоверности результатов и состояния средств измерений.
Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
·
выходных клемм трансформаторов тока и напряжения;
·
электросчётчика;
·
промежуточных клеммников вторичных цепей;
·
сервера
Лист № 11
Всего листов 13
Защита информации на программном уровне:
• установка пароля на счетчик;
• установка пароля на сервере.
Глубина хранения информации:
·
электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100
суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
·
сервер - суточные данные о 30-ти приращениях электропотребления по каждому каналу и
электропотребление за месяц по
каждому каналу – 3,5 года (функция автоматизирована);
сохранение информации при отключении питания – 3,5 года;
·
ИВК - хранение результатов измерений
и информации состояний средств измерений – за
весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации на АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 2 и определяется проектной
документацией на систему
В комплект поставки также входит:
•формуляр-паспорт НСЛГ.466646.021 ПФ
•руководство пользователя НСЛГ.466646.021 И3
•инструкции по формированию и ведению базы данных НСЛГ.466646.021 И4;
•инструкции по эксплуатации АИИС НСЛГ.466646.021 ИЭ;
•технологическая инструкция НСЛГ.466646.021 И2
•руководство по эксплуатации на счётчик ПСЧ-4ТМ.05М ИЛГШ.411152.126 РЭ;
•паспорта на счётчики ИЛГШ.411152.146;
•методика поверки
Поверка
осуществляетсяподокументуМП53937-13«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Открытого акционерного
общества «Прибалтийский судостроительный завод «Янтарь» (АИИС КУЭ ОАО «ПСЗ
«Янтарь»). Методика поверки». Методика разработана и утверждена ГЦИ СИ ФБУ
«Воронежский ЦСМ» в апреле 2013 г., входит в комплект документации на систему.
Таблица 5-Основные и вспомогательные СИ, применяемые при поверке АИИС КУЭ
НаименованиеТип
эталонов,
вспомогательных СИ
Основные требования к
метрологическим
характеристикам
Цель использования
12
4
1.ТермометрТП 22
3
ЦД 1 °С в диапазоне
от минус 30 до плюс 50 °С
Контроль температуры окружающей среды
2. Барометр-анероидБАММ 1 Атм. давление 80-106 кПаКонтроль атмосферного давления
Отн. погрешность
±
5%
3. Психрометр
М-4МКТ 2,0
Контроль относительной влажности
4 Миллитесламетр
МП
М-
2
ПГ
±
7,5 %
Измерение напряженности магнитного поля
5.Измеритель показателей
качестваэлектрической
энергии
Ресурс-
UF2M
КТ 0,2
гармоник)
показателей
в соответствии
качества
с ГОСТ
(напряжение Измерение
электроэнергии
13109-97
Лист № 12
Всего листов 13
6.ВольтамперфазометрПАРМА
ВАФ-Т
КТ 0,5
Напряжение 0-460 В
Ток 0-6 А
Частота 45-65 Гц
Фазовый угол
от минус180 до 180 град.
Измерение напряжения, тока, частоты, угла
сдвига фаз между напряжением и током
7. Прибор сравненияКНТ-03 1,999 ВА;
19,99 ВА;
199,9 ВА
ПГ ±0,003 ВА
ПГ ±0,03 ВА
ПГ ±0,3 ВА
Измерениеполноймощностивторичной
нагрузки ТТ
8. Радиочасы
МИР РЧ-01
Использование сигнала точного времени
9. Секундомер СОСпр-1 0-30 мин., цена деления 0,1 При определении погрешности хода часов
с
Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми МХ
Средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по
МИ 2845-2003
и (или)
по
ГОСТ 8.216-2011.
Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.
Средства поверки многофункциональных счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М по
методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский
ЦСМ» 20.11.2007 г.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений содержится в документе «Методика измерений количества
электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной
информационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «ПСЗ «Янтарь». Методика
измерений аттестована ФБУ «Воронежский ЦСМ», свидетельство об аттестации
№ 44/12-01.00272-2013 от 15.04.2013 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к Системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «ПСЗ «Янтарь»
ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S
и 0,5 S».
ГОСТ Р 52425-2005«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические
условия».
МИ 2439-97 ГСИ. Метрологические характеристики измерительных систем. Номенклатура.
Принципы регламентации, определения и контроля.
Лист № 13
Всего листов 13
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ООО «Энергоучет»
394007, г. Воронеж, ул. Димитрова, д. 2А, оф.5
тел./факс (473)242-89-81
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Воронежский ЦСМ»
394018, г. Воронеж, ул. Станкевича, д. 2
Регистрационный номер 30061-10
тел./факс (4732) 20-77-29
E-mail :
Web:
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии____________Ф.В. Булыгин
М.п.
«____»____________2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.