Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (ОАО Молочный завод «Гиагинский», ООО «КФ «Комус-Упаковка», ООО «КСМК», ООО «Лидер», ООО «Юниверсити Плаза»,
ООО «ОтельСтрой») 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, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер HP ProLiant DL180 G6 ООО «КЭС» (сервер АИИС КУЭ), устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе ГЛОНАСС/GPS-приемника типа УСВ-2, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (Рег. №) 41681-10, а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и технических средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
АИИС КУЭ обеспечивает:
- автоматическое выполнение измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности (прямого и обратного направления) с заданой дискретностью 30 мин.;
- сбор и передачу журналов событий счектчиков в базу данных ИВК;
- автоматическое выполнение измерений времени и ведение единого времени в составе СОЕВ АИИС КУЭ;
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений (приращений электроэнергии прямого и обратного направления) с заданной дискретностью 30 мин.;
- хранение в базе данных АИИС КУЭ результатов измерений информации о состоянии средств измерений («Журнал событий»);
- обработка, формирование и передачу результатов измерений в XML-формате по электронной почте (с электронной подпистю);
- по запросу коммерческого оператора дистанционный доступ к результатам измерений, данным журналов событий на всех уровнях АИИС КУЭ;
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи и восстановления питания.
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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний, второй уровень системы, по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат пакетных данных посредствам сотовой GSM связи (GPRS соединение), где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи 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 с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится со 2-го уровня настоящей системы.
Сервер АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
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 UTC по сигналам глобальных навигационных систем ГЛОНАСС/GPS, получаемых от ГЛОНАСС/GPS-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.
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, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты 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.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| 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 | d79874d 10fc2b 156a0fdc27e 1 ca480ac |
| 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 | c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 |
| Наименование программного модуля ПО | ParsePiramida.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | ecf532935ca1a3fd3215049af1 fd979f |
| Наименование программного модуля ПО | SynchroNSI.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 53 0d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
| Наименование программного модуля ПО | VerifyTime.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| о, <и м о к | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УССВ/Сервер | Вид электрической энергии и мощности |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | РП-126п 10 кВ, РУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч. 2, КЛ-10 кВ ТП-1(1) | ТНШЛ 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 47957-11 | GBE12 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 50639-12 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S Рег. № 36355-07 | УССВ: УСВ-2 Рег. № 41681-10 сервер АИИС КУЭ: HP ProLiant DL180 G6 | активная |
| 2 | РП-126п 10 кВ, РУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч. 3, КЛ-10 кВ ТП-2(1) | ТНШЛ 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 47957-11 | GBE12 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 50639-12 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S Рег. № 36355-07 | активная |
| 3 | РП-126п 10 кВ, РУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч. 4, КЛ-10 кВ ТП-3(1) | ТНШЛ 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 47957-11 | GBE12 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 50639-12 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S Рег. № 36355-07 | активная |
| 4 | РП-126п 10 кВ, РУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч. 9, КЛ-10 кВ ТП-2(П) | ТНШЛ 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 47957-11 | GBE12 10000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 50639-12 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S Рег. № 36355-07 | активная |
| 5 | РП-126п 10 кВ, РУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч. 8, КЛ-10 кВ ТП-1(П) | ТНШЛ 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 47957-11 | GBE12 10000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 50639-12 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S Рег. № 36355-07 | активная |
| 6 | РП-126п 10 кВ, РУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч. 10, КЛ-10 кВ ТП-3(П) | ТНШЛ 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 47957-11 | GBE12 10000/V3:100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 50639-12 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S Рег. № 36355-07 | активная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 7 | ТП 1 10 кВ, РУ 10 кВ, I СШ 10 кВ, яч. 6, КЛ 10 кВ РП ООД1-ТП-1-1 | ARM3/N2F 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 18842-09 | VRQ2n/S2 10000/^3:100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 23215-06 | 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 |
| 8 | ТП 1 10 кВ, РУ 10 кВ, II СШ 10 кВ, яч. 12, КЛ 10 кВ РП ООД1-ТП-1-2 | ARM3/N2F 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 18842-09 | VRQ2n/S2 10000/^3:100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 23215-06 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | активная реактивная |
| 9 | ПС 110/10/10 кВ Аэропорт, РУ 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 7, КЛ 10 кВ АР-102 | ТОЛ-СЭЩ-10 1000/5 Кл. т. 0,5S 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. № 36697-08 | активная реактивная |
| 10 | ПС 110/10/10 кВ Аэропорт, РУ 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 15, КЛ 10 кВ АР-203 | ТОЛ-СЭЩ-10 1000/5 Кл. т. 0,5S 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 |
| 11 | ПС 110/10/10 кВ Аэропорт, РУ 10 кВ, 3 СШ 10 кВ, яч. 26, КЛ 10 кВ АР-301 | ТОЛ-СЭЩ-10 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 12 | ПС 110/10/10 кВ Аэропорт, РУ 10 кВ, 4 СШ 10 кВ, яч. 32, КЛ 10 кВ АР-404 | ТОЛ-СЭЩ-10 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06 | НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 13 | КТП 94 10/0,4 кВ, РУ 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, ввод Т-1 | ТЛК-СТ 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 58720-14 | НАМИТ 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 70324-18 | ПСЧ-4ТМ.05МК Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 14 | КТП 94 10/0,4 кВ, РУ 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, ввод Т-2 | ТЛК-СТ 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 58720-14 | НАМИТ 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 70324-18 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | УССВ: УСВ-2 Рег. № 41681-10 сервер АИИС КУЭ: HP ProLiant DL180 G6 | активная реактивная |
| 15 | ПС 35/10 кВ ЖБИ, РУ 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ЖБИ-7 | ТПЛМ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 16 | ТП ЖБИ-7-660п 10/0,4 кВ, РУ 0,4 кВ, 3 СШ 0,4 кВ, ЛЭП 0,4 кВ Линия № 7 | ТТН-Ш 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 58465-14 | - | Меркурий 236 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11 | активная реактивная |
| 17 | БКТП Э2-181 10/0,4 кВ, РУ 0,4 кВ, I СШ 0,4 кВ, ввод Т-1 | ТШП 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 47957-11 | - | СЭТ-4ТМ.02 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная |
| 18 | БКТП Э2-181 10/0,4 кВ, РУ 0,4 кВ, II СШ 0,4 кВ, ввод Т-2 | ТШП 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 47957-11 | - | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S Рег. № 36355-07 | активная |
| 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 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
| 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 - 6; 13 - 15 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 11 ном < I1 < ^^ном | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,6 | 1,9 | 2,6 |
| а^ном < I1 < 11 ном | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,7 | 2,2 | 3,3 |
| 0,05^ < I: < 0,2I1нOм | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 2,2 | 3,2 | 5,6 |
| 7; 8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | 11 ном < I1 < ^^ном | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 |
| 0,2I1ном < I1 < 11 ном | 1,1 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,7 | 3,0 |
| 0,05I1ном < I, < 0,2^ | 1,8 | 2,8 | 5,4 | 1,9 | 2,9 | 5,4 |
| 9 - 12 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 11 ном < I1 < 1,2I1ном | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,6 | 1,9 | 2,6 |
| а^ном < I1 < 11 ном | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,6 | 1,9 | 2,6 |
| 0,05I1ном < I1 < 0,2^ | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,7 | 2,2 | 3,3 |
| 0,0И:ном < I1 < 0,05^ | 2,1 | 3,0 | 5,5 | 2,5 | 3,3 | 5,7 |
| 16 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S) | 11 ном < I1 < 1,2I1ном | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,4 | 1,8 | 2,3 |
| 0,2I1ном < I1 < 11 ном | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,4 | 1,8 | 2,3 |
| 0,«1ном < I1 < 0,2I1ном | 1,0 | 1,5 | 2,7 | 1,6 | 2,0 | 3,0 |
| 0,05I1ном < I1 < 0,П]ном | 1,0 | 1,7 | 2,8 | 1,6 | 2,2 | 3,1 |
| 0,0И]ном < I1 < 0,05I1ном | 2,0 | 2,9 | 5,4 | 2,4 | 3,2 | 5,5 |
| 17 (ТТ 0,5; Счетчик 0,5S) | 11 ном < I1 < 1,2I1ном | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,4 | 1,8 | 2,3 |
| 0,2I1ном < I1 < 11 ном | 1,0 | 1,5 | 2,7 | 1,6 | 2,0 | 3,0 |
| 0,«1ном < I1 < 0,2Ilном | 1,7 | 2,8 | 5,3 | 2,1 | 3,1 | 5,5 |
| 0,05Ilном < I1 < 0,И1ном | 1,7 | 2,9 | 5,4 | 2,1 | 3,2 | 5,5 |
| 18 (ТТ 0,5; Счетчик 0,5S) | 11 ном < I1 < 1,2I1ном | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,4 | 1,8 | 2,3 |
| 0,2I1ном < I1 < 11 ном | 1,0 | 1,5 | 2,7 | 1,6 | 2,0 | 3,0 |
| 0,05Ilном < I1 < 0,2Ilном | 1,7 | 2,8 | 5,3 | 2,1 | 3,1 | 5,5 |
| 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 10 до плюс 35 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 . |
| | | Метрологические характеристики ИК |
| Номер ИК | Диапазон тока | Границы относительной основной погрешности измерений, (± б), % | Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (±б), % |
| | | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7; 8 | ^ном £ I1 £ ^-^^ном | 1,9 | 1,2 | 2,3 | 1,8 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) | 0,2I1ном £ I1 < I1ном | 2,4 | 1,5 | 2,8 | 2,0 |
| 0,05I1ном £ I1 < 0,2I1ном | 4,3 | 2,5 | 4,6 | 2,9 |
| 11; 12 | I1ном £ I1 £ 1,2I1ном | 2,1 | 1,5 | 2,5 | 2,1 |
| 0,2I1ном £ I1 < I1ном | 2,1 | 1,5 | 2,5 | 2,1 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,05I1ном £ I1 < 0,2I1ном | 2,9 | 2,0 | 3,6 | 2,7 |
| 0,02I1нOм £ I, < 0,05^ | 5,1 | 3,3 | 6,1 | 4,2 |
| 9; 10 | I1ном £ I1 £ 1,2I1ном | 2,1 | 1,5 | 3,7 | 3,4 |
| 0,2I1ном £ I1 < I1ном | 2,1 | 1,5 | 3,7 | 3,4 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,05I1ном £ I1 < 0,2I1ном | 2,6 | 1,8 | 4,0 | 3,5 |
| 0,02I1ном £ I: < 0,05^ | 4,6 | 3,0 | 5,5 | 4,3 |
| 13; 14 | I1ном £ I1 £ 1,2I1ном | 2,1 | 1,5 | 3,7 | 3,4 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,2I1ном £ I1 < I1ном | 2,6 | 1,8 | 4,0 | 3,5 |
| 0,05I1ном £ I1 < 0,2I1ном | 4,4 | 2,7 | 5,4 | 4,1 |
| 15 | I1ном £ I1 £ 1,2I1ном | 2,1 | 1,5 | 2,5 | 2,1 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,2I1ном £ I1 < I1ном | 2,6 | 1,8 | 3,0 | 2,2 |
| 0,05I1ном £ I1 < 0,2I1ном | 4,6 | 2,8 | 5,1 | 3,4 |
| | I1ном £ I1 £ 1,2I1ном | 1,8 | 1,3 | 3,6 | 3,4 |
| 16 | 0,2I1ном £ I1 < I1ном | 1,8 | 1,3 | 3,6 | 3,4 |
| (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0) | 0,«1ном £ I1 < 0,2Ilном | 2,4 | 1,6 | 3,9 | 3,5 |
| 0,05I1ном £ I1 < 0,1I1ном | 2,7 | 2,0 | 4,1 | 3,7 |
| | 0,02Ilном £ I1 < 0,05Ilном | 4,5 | 2,9 | 5,4 | 4,2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 17 | 11ном £ I1 £ 1,211ном | 1,8 | 1,3 | 2,2 | 1,9 |
| 0,211ном £ I1 < 11ном | 2,4 | 1,6 | 2,8 | 2,1 |
| (ТТ 0,5; Счетчик 1,0) | 0,111ном £ I1 < 0,21]ном | 4,4 | 2,7 | 4,7 | 3,1 |
| 0,051^ном £ I1 < 0,11:ном | 4,5 | 2,8 | 5,1 | 3,4 |
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 = 0,8; 0,5 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 10 до плюс 35 °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.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 18 |
| 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 j | 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 j | 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 +10 до +35 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, сут, не более | 3 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - 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 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 85 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: | |
| - 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 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 АИИС КУЭ.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТНШЛ | 18 |
| Трансформатор тока | ARM3/N2F | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 12 |
| Трансформатор тока | ТЛК-СТ | 4 |
| Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТТН-Ш | 3 |
| Трансформатор тока | ТШП | 6 |
| Трансформатор напряжения | GBE12 | 6 |
| Трансформатор напряжения | VRQ2n/S2 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 1 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М | 8 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 4 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 3 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК | 1 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | Меркурий 236 | 1 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.02 | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер АИИС КУЭ | HP ProLiant DL180 G6 | 1 |
| Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | 1 |
| Методика поверки | МП 25-2019 | 1 |
| Формуляр | АСВЭ 232.00.000 ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 25-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (ОАО Молочный завод «Гиагинский», ООО «КФ «Комус-Упаковка», ООО «КСМК», ООО «Лидер», ООО «Юниверсити Плаза», ООО «ОтельСтрой»). Методика поверки», утвержденному ООО «АСЭ» 12.09.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02 (Рег. № 46656-11);
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1 (Рег. № 39952-08);
- термогигрометр Ива-6 (Рег. № 46434-11);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (Рег. № 28134-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ООО «КЭС» (ОАО Молочный завод «Гиагинский», ООО «КФ «Комус-Упаковка», ООО «КСМК», ООО «Лидер», ООО «Юниверсити Плаза», ООО «ОтельСтрой»)», 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» (ОАО Молочный завод «Гиагинский», ООО «КФ «Комус-Упаковка», ООО «КСМК», ООО «Лидер», ООО «Юниверсити Плаза», ООО «ОтельСтрой»)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
78120-20: Методика поверки МП 25-2019Скачать7.5 Мб