Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (5-я очередь) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии и мощности (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе ГЛОНАСС-приемника типа УСВ-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер АИИС КУЭ, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и накопление измерительной информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ. При этом, если вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН осуществляется в счетчиках, на втором уровне данное вычисление осуществляется умножением на коэффициент равный единице.
Также сервер АИИС КУЭ имеет возможность получать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ).
Передача информации от сервера или АРМ коммерческому оператору с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭМ, системному оператору и в другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС-приемника.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии любого расхождения сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При любом расхождении шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера АИИС КУЭ производится синхронизация шкалы времени счетчика.
Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика и сервера АИИС КУЭ.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 001 указывается в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (5-я очередь).
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, проверку прав пользователей и входа с помощью пароля, защиту передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню -«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «Пирамида 2000» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 |
| Наименование программного модуля ПО | CalcClients.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63 da949114dae4 |
| Наименование программного модуля ПО | CalcLeakage.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| Наименование программного модуля ПО | CalcLosses.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | d79874d10fc2b156a0fdc27e 1ca480ac |
| Наименование программного модуля ПО | Metrology.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Наименование программного модуля ПО | ParseBin.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Наименование программного модуля ПО | ParseIEC.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Наименование программного модуля ПО | ParseModbus.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | c391 d64271 acf4055bb2a4d3fe 1 f8f48 |
| Наименование программного модуля ПО | ParsePiramida.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Наименование программного модуля ПО | SynchroNSI.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
| Наименование программного модуля ПО | VerifyTime.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| И а <и м о я | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УССВ/Сервер | Вид электрической энергии и мощности |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ТП СВ-3-223п 10 кВ, РУ 10 кВ, ШР-10, Ввод 10 кВ | ТОЛ-НТЗ 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 69606-17 | НАЛИ-СЭЩ 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 51621-12 | Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 | УССВ: УСВ-2 Рег. № 41681-10 Сервер АИИС КУЭ: HP ProLiant DL180 G6 | активная реактивная |
| 2 | БКТП СВ-11-805п 10 кВ, РУ 10 кВ, Ввод 10 кВ | ТОЛ-НТЗ-10 75/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 51679-12 | ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 51676-12 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | активная реактивная |
| 3 | 2КТП СВ-11-810п 10 кВ, РУ 10 кВ, Ввод 10 кВ | ТОЛ-СЭЩ 75/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 59870-15 | НАЛИ-НТЗ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 59814-15 | ПСЧ-4ТМ.05МК Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | активная реактивная |
| 4 | КТП РЗ-9-814п 10 кВ, РУ 10 кВ, Ввод 10 кВ | ТЛО-10 ТОЛ 75/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 25433-11 Рег. № 47959-16 | НАЛИ-СЭЩ 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 51621-12 | ПСЧ-4ТМ.05МК Кл. т. 0,5S Рег. № 46634-11 | активная |
| 5 | ТП РЗ-9-259 10 кВ, РУ 0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, ВЛ 0,4 кВ | Т-0,66 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 52667-13 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | активная реактивная |
| 6 | ТП РЗ-5-664 10 кВ, РУ 0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 | ТШП-0,66 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 29779-05 | - | Меркурий 236 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 7 | ТП РЗ-5-873п 10 кВ, РУ 10 кВ, Ввод 10 кВ | ТОЛ-СЭЩ 20/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 51623-12 | НАЛИ-СЭЩ 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 51621-12 | ПСЧ-4ТМ.05МК Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | УССВ: УСВ-2 Рег. № 41681-10 Сервер АИИС КУЭ: HP ProLiant DL180 G6 | активная реактивная |
| 8 | ТП ВС 10 кВ, РУ 0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1 | ТТИ 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 28139-12 | - | Меркурий 236 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11 | активная реактивная |
| 9 | ТП ВС 10 кВ, РУ 0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т2 | ТТИ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 28139-12 | - | Меркурий 236 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11 | активная реактивная |
| 10 | ТП НС 10 кВ, РУ 0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1 | ТТИ 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 28139-12 | - | Меркурий 236 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11 | активная реактивная |
| 11 | ТП НС 10 кВ, РУ 0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т2 | ТТИ 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 28139-12 | - | Меркурий 236 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11 | активная реактивная |
| 12 | ТП ТЛД 10 кВ, РУ 0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1 | ТСН 2000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 26100-03 | - | Меркурий 236 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11 | активная реактивная |
| 13 | ТП ТЛД 10 кВ, РУ 0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т2 | ТСН 2000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 26100-03 | - | Меркурий 236 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 14 | ПС 110 кВ Термнефть, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. ТМ-14 | ТЛК 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 42683-09 | НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | УССВ: УСВ-2 Рег. № 41681-10 Сервер АИИС КУЭ: HP ProLiant DL180 G6 | активная реактивная |
| 15 | ТП ДН-3-1219п 10 кВ, РУ 10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, ВЛ 10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10 50/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 32139-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная |
| 16 | ТП ДН-3-1219п 10 кВ, РУ 10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ВЛ 10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10 50/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 32139-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная |
| 17 | ТП ДН-3-1200п 10 кВ, РУ 10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, ВЛ 10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10 50/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 32139-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | активная реактивная |
| 18 | ТП ДН-3-1200п 10 кВ, РУ 10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ВЛ 10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10 50/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 32139-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная |
| 19 | ВЛ-10 кВ Хб-5, оп. 169-1, ПКУ 10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 32139-06 | ЗНОЛПМ ЗНОЛ 10000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 35505-07 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 20 | ВЛ-6 кВ Э3, оп. 1 - 13а, ПКУ 6 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 32139-11 | ЗНОЛПМ 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 35505-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | УССВ: УСВ-2 Рег. № 41681-10 Сервер АИИС КУЭ: HP ProLiant DL180 G6 | активная реактивная |
| П р и м е ч а н и я 1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик. 2. Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденного типа. 3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения, используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 5. Указанные замены оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть, до срока наступления очередной поверки АИИС КУЭ. 6. На момент наступления очередной поверки изменения в АИИС КУЭ, отраженные в актах, вносятся в описание типа в порядке, установленном действующим законодательством РФ. |
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Границы основной относительной погрешности измерений, (± б), % | Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± б), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | ^1ном — ^1 — 1,21,ном | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,5 | 1,8 | 2,6 |
| 0,211ном — ^1 < ^1ном | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,6 | 2,1 | 3,2 |
| 0,111ном — ^ < 0,211ном | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 2,2 | 3,1 | 5,6 |
| 0,0511ном — ^ < 0,111ном | 1,8 | 3,0 | 5,5 | 2,2 | 3,3 | 5,6 |
| 2 - 4; 7; 14 - 19 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | ^1ном — ^1 — 1,211ном | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,5 | 1,8 | 2,6 |
| °,211ном — ^1 < 11ном | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,6 | 2,1 | 3,2 |
| 0,0511ном —11 < 0,211ном | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 2,2 | 3,1 | 5,6 |
| 5 (ТТ 0,5; Счетчик 0,5S) | ^1ном — ^1 — 1,211ном | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,4 | 1,6 | 2,2 |
| 0,211ном — ^1 < 11ном | 1,0 | 1,5 | 2,7 | 1,5 | 1,9 | 3,0 |
| 0,0511ном —11 < 0,211ном | 1,7 | 2,8 | 5,3 | 2,1 | 3,0 | 5,4 |
| 6; 8 - 11 (ТТ 0,5; Счетчик 0,5S) | ^1ном — ^1 — 1,211ном | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,4 | 1,6 | 2,2 |
| 0,211ном — ^1 < ^1ном | 1,0 | 1,5 | 2,7 | 1,5 | 1,9 | 3,0 |
| 0,111ном — ^1 < 0,211ном | 1,7 | 2,8 | 5,3 | 2,1 | 3,0 | 5,4 |
| 0,0511ном — ^1 < 0,111ном | 1,7 | 2,9 | 5,4 | 2,1 | 3,2 | 5,5 |
| 12; 13 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S) | 11ном — ^1 — 1,211ном | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,4 | 1,6 | 2,2 |
| 0,211ном — ^1 < ^1ном | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,4 | 1,6 | 2,2 |
| 0,111ном — ^ < 0,211ном | 1,0 | 1,5 | 2,7 | 1,5 | 1,9 | 3,0 |
| 0,0511ном — ^ < 0,111ном | 1,0 | 1,7 | 2,8 | 1,5 | 2,1 | 3,1 |
| 0,0111ном — ^ < 0,0511ном | 2,0 | 2,9 | 5,4 | 2,3 | 3,2 | 5,5 |
| 20 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | ^1ном — ^1 — 1,211ном | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 |
| 0,211ном — ^1 < 11ном | 1,1 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,7 | 3,0 |
| 0,0511ном —11 < 0,211Ном | 1,8 | 2,8 | 5,4 | 1,9 | 2,9 | 5,4 |
| П р и м е ч а н и я 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 21 до плюс 25 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. |
мощность)
| | | Метрологические характеристики ИК |
| Номер ИК | Диапазон тока | Границы относительной основной погрешности измерений, (+ б), % | Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (+ б), % |
| | | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 | ^1ном — ^1 — 1,21,ном | 2,1 | 1,5 | 3,6 | 3,3 |
| 0,211ном — ^1 < 11ном | 2,6 | 1,8 | 3,9 | 3,4 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,111ном — ^ < 0,211ном | 4,4 | 2,7 | 5,3 | 4,0 |
| 0,0511ном — ^ < 0,111ном | 4,6 | 3,0 | 5,5 | 4,2 |
| 2; 3; 7; 14 - 19 | 11ном — ^1 — 1,211ном | 2,1 | 1,5 | 3,6 | 3,3 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | °,211ном — ^1 < 11ном | 2,6 | 1,8 | 3,9 | 3,4 |
| 0,0511ном —11 < 0,211ном | 4,4 | 2,7 | 5,3 | 4,0 |
| 5 | ^1ном — ^1 — 1,211ном | 1,8 | 1,3 | 3,5 | 3,3 |
| (ТТ 0,5; Счетчик 1,0) | 0,211ном — ^1 < 11ном | 2,4 | 1,6 | 3,8 | 3,4 |
| 0,0511ном —11 < 0,211ном | 4,3 | 2,6 | 5,2 | 3,9 |
| 6; 8 - 11 | ^1ном — ^1 — 1,211ном | 1,8 | 1,3 | 3,5 | 3,3 |
| 0,211ном — ^1 < 11ном | 2,4 | 1,6 | 3,8 | 3,4 |
| (ТТ 0,5; Счетчик 1,0) | 0,111ном — ^1 < 0,211ном | 4,3 | 2,6 | 5,2 | 3,9 |
| 0,0511ном — ^ < 0,111ном | 4,5 | 2,9 | 5,4 | 4,1 |
| | ^1ном — ^1 — 1,211ном | 1,8 | 1,3 | 3,5 | 3,3 |
| 12; 13 | 0,211ном — ^1 < 11ном | 1,8 | 1,3 | 3,5 | 3,3 |
| (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0) | 0,111ном — ^ < 0,211ном | 2,4 | 1,6 | 3,8 | 3,4 |
| 0,0511ном — ^ < 0,111ном | 2,7 | 2,0 | 4,0 | 3,6 |
| | 0,0211ном — ^ < 0,0511ном | 4,5 | 2,9 | 5,4 | 4,1 |
| 20 | ^1ном — ^1 — 1,211ном | 1,9 | 1,2 | 2,2 | 1,7 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) | 0,211ном — ^1 < 11ном | 2,4 | 1,5 | 2,7 | 1,9 |
| 0,051^ —11 < 0,2Itani | 4,3 | 2,5 | 4,5 | 2,8 |
| П р и м е ч а н и я | | | | |
| 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). |
| 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8; 0,5 инд. и температуры |
| окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 21 до плюс 25 °С. |
| 3 В качестве | характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, |
| соответствующие вероятности Р = 0,95. | | | | |
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 5.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 20 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до101 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cos ф | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - коэффициент мощности cos ф | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от +21 до +25 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, сут, не более | 3 |
| Сервер АИИС КУЭ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| УССВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 61 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| Сервер АИИС КУЭ: - хранение результатов измерений и информации о состоянии | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера (серверного шкафа);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени:
- в счетчиках (функция автоматизирована);
- в сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (5-я очередь) типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 13 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 1 |
| Трансформатор тока | ТОЛ | 1 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 3 |
| Трансформатор тока | ТШП-0,66 | 3 |
| Трансформатор тока | ТТИ | 12 |
| Трансформатор тока | ТСН | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛК | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАЛИ-СЭЩ | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-НТЗ-10 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАЛИ-НТЗ-10 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 4 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛПМ | 5 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ | 1 |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | Меркурий 234 | 1 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | Меркурий 236 | 7 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М | 1 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК | 4 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 7 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер АИИС КУЭ | HP ProLiant DL180 G6 | 1 |
| Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | 1 |
| Формуляр | АСВЭ 352.00.000 ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (5-я очередь)», аттестованной ООО «АСЭ», аттестат аккредитации № RA.RU.312617 от 17.01.2019 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (5-я очередь)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Правообладатель
Общество с ограниченной ответственностью «КЭС» (ООО «КЭС»)
Адрес юридического лица: 350000, Краснодарский край, г. Краснодар, ул. Гимназическая, д. 55/1 ИНН: 3329032548
85670-22: Методика поверкиСкачать45.5 Кб