Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСО КЧХК" (2-я очередь). Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСО КЧХК" (2-я очередь)

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСО КЧХК» (2-я очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных RXU-325, RXU-325L (далее - УСПД), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ-2) и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) энергосбытовой организации ООО «ЭСО КЧХК», программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней 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 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.

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Пермское РДУ и всем заинтересованным субъектам осуществляется от АРМ энергосбытовой организации ООО «ЭСО КЧХК» по сети Internet с использованием ЭЦП. АРМ энергосбытовой организации ООО «ЭСО КЧХК» раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ-2, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УССВ-2 не более ±1 с. УССВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УССВ-2 более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале событий.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий УСПД.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаТ ЦЕНТР» версии не ниже 15.07.01, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаТ ЦЕНТР» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО « АльфаТ ЦЕНТР ».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО « А льфаТ ЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

15.07

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «АльфаТ ЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаТ ЦЕНТР», зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений (Рег. № 44595-10).

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «А льф а! ЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет

1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК « АльфаТ ЦЕНТР».

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

ме

о

К

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, (±5), %

Погрешность в рабочих условиях,

(±5), %

ПС 74 6/0,4 кВ

1

ПС 74 6/0,4 кВ, ЗРУ-6 кВ,

3 с.ш. 6 кВ, ф. 25

ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 04577; Зав. № 04556

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1910

ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152674

RTU-325 Зав. № 002308

активная

реактивная

1,2

2,8

3,3

5,7

ПС 12 6/0,4 кВ

2

ПС 12 6/0,4 кВ, КРУ-6 кВ,

3 с.ш. 6 кВ, ф. 45

ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 46860; Зав. № 21354

ЗН0Л.06-6 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 Зав. № 1273; Зав. № 1230; Зав. № 1281

ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152598

RTU-325L Зав. № 002315

активная

реактивная

1,2

2,8

3,3

5,7

3

ПС 12 6/0,4 кВ, КРУ-6 кВ,

4 с.ш. 6 кВ, ф. 50

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 7253; Зав. № 46814

ЗН0Л.06-6 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 Зав. № 1404; Зав. № 1403; Зав. № 1412

ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152619

RTU-325L Зав. № 002315

активная

реактивная

1,2

2,8

3,3

5,7

4

ПС 12 6/0,4 кВ, КРУ-6 кВ,

5 с.ш. 6 кВ, ф. 89

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 5284; Зав. № 24488

ЗН0Л.06-6 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 Зав. № 1441; Зав. № 1402; Зав. № 1445

ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152594

RTU-325L Зав. № 002315

активная

реактивная

1,2

2,8

3,3

5,7

ПС 1 6/0,4 кВ

5

ПС 1 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ,

2 с.ш. 6 кВ, ф. 20

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 65249; Зав. № 58636

НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 Зав. № 5846; Зав. № 1059

ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152703

RTU-325L Зав. № 002315

активная

реактивная

1,2

2,8

3,3

5,7

ПС 3 6/0,4 кВ

6

ПС 3 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ,

1 с. ш. 6 кВ, ф. 7

ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 52475; Зав. № 52300

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 6274

ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152563

RTU-325L Зав. № 002315

активная

реактивная

1,2

2,8

3,3

5,7

ПС 25 6/0,4 кВ

7

ПС 25 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ,

2 с.ш. 6 кВ, ф. 10

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 2178; Зав. № 48492

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9434

ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152653

RTU-325 Зав. № 002308

активная

реактивная

1,2

2,8

3,3

5,7

8

ПС 25 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ,

2 с.ш. 6 кВ, ф. 12

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 41357; Зав. № 41739

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9434

ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152702

RTU-325 Зав. № 002308

активная

реактивная

1,2

2,8

3,3

5,7

9

ПС 25 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ,

1 с.ш. 6 кВ, ф. 13

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 7818; Зав. № 5970

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 7312

ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152731

RTU-325 Зав. № 002308

активная

реактивная

1,2

2,8

3,3

5,7

10

ПС 25 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ,

1 с. ш. 6 кВ, ф. 9

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 5979; Зав. № 5975

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 7312

ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152724

RTU-325 Зав. № 002308

активная

реактивная

1,2

2,8

3,3

5,7

11

ПС 25 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ,

2 с. ш. 6 кВ, ф. 2

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 5971; Зав. № 3219

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9434

ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111152608

RTU-325 Зав. № 002308

активная

реактивная

1,2

2,8

3,3

5,7

Кировская ТЭЦ-3

12

Кировская ТЭЦ-3, РУ-3 кВ,

3 секция 3 кВ, яч. 21

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 532; Зав. № 534

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 3000/100 Зав. № 361262

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 11041239

RTU-325L Зав. № 008299

активная

реактивная

1,2

2,8

3.3

5.3

13

Кировская ТЭЦ-3, РУ-3 кВ,

4 секция 3 кВ, яч. 32

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 543; Зав. № 562

НТМИ-3 Кл. т. 0,5 3000/100 Зав. № 650

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 11040116

RTU-325L Зав. № 008299

активная

реактивная

1,2

2,8

3.3

5.3

14

Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-110 кВ, ШР 4 СШ 110 кВ, СВ24

ТОГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2 1000/5 Зав. № 312;

Зав. № 306;

Зав. № 304

НКФА-110 II УХЛ1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 8273; Зав. № 8274; Зав. № 8275

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808151821

RTU-325L Зав. № 008299

активная

реактивная

0,8

1,8

1,6

2,7

15

Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-110 кВ, ШР 3 СШ 110 кВ, СВ13

ТОГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2 1000/5 Зав. № 309;

Зав. № 308;

Зав. № 305

НКФА-110 II УХЛ1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 8270; Зав. № 8271; Зав. № 8272

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808151620

RTU-325L Зав. № 008299

активная

реактивная

0,8

1,8

1,6

2,7

16

Кировская ТЭЦ-3, 0РУ-110 кВ, СР ОСШ 110 кВ

Т0ГФ(П)-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2 1000/5 Зав. № 1297; Зав. № 1299; Зав. № 1298

НКФА-123 II УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 9028; Зав. № 9029; Зав. № 9027

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808151536

RTU-325L Зав. № 008299

активная

реактивная

0,6

1,3

1,4

2,6

17

Кировская ТЭЦ-3, 0РУ-110 кВ,

1,2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-3 -Слободская I цепь с отпайками

Т0ГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 361;

Зав. № 371;

Зав. № 372

НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 8090; Зав. № 8180; Зав. № 8163; Зав. № 8179; Зав. № 8095; Зав. № 8263

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 12040062

RTU-325L Зав. № 008299

активная

реактивная

0,6

1,2

1,5

2,9

18

Кировская ТЭЦ-3, 0РУ-110 кВ, 1,2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-3 -Слободская II цепь с отпайками

Т0ГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 367;

Зав. № 368;

Зав. № 369

НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Зав. № 8090; Зав. № 8180; Зав. № 8163; Зав. № 8179; Зав. № 8095; Зав. № 8263

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01056422

RTU-325L Зав. № 008299

активная

реактивная

0,6

1,2

1,5

2,9

19

Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-110 кВ, 1,2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-3 - Азот-1

ТОГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 364;

Зав. № 365;

Зав. № 366

НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 8090; Зав. № 8180; Зав. № 8163; Зав. № 8179; Зав. № 8095; Зав. № 8263

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 12045209

RTU-325L Зав. № 008299

активная

реактивная

0,6

1,2

1,5

2,9

20

Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-110 кВ, 1,2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-3 - ГПП № 1

ТОГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 370;

Зав. № 362;

Зав. № 363

НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Зав. № 8090; Зав. № 8180; Зав. № 8163; Зав. № 8179; Зав. № 8095; Зав. № 8263

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 12042204

RTU-325L Зав. № 008299

активная

реактивная

0,6

1,2

1,5

2,9

21

Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-110 кВ, 1,2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ ТЭЦ-3 - ГПП № 2

ТОГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 358;

Зав. № 359;

Зав. № 360

НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Зав. № 8090; Зав. № 8180; Зав. № 8163; Зав. № 8179; Зав. № 8095; Зав. № 8263

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 12045051

RTU-325L Зав. № 008299

активная

реактивная

0,6

1,2

1,5

2,9

22

Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-110 кВ, 1,2 СШ 110 кВ, ОМВ-110 кВ

ТОГФ-110 III УХЛ1 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 373;

Зав. № 374;

Зав. № 375

НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 8090; Зав. № 8180; Зав. № 8163; Зав. № 8179; Зав. № 8095; Зав. № 8263

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 12045151

RTU-325L Зав. № 008299

активная

реактивная

0,6

1,2

1,5

2,9

23

Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-35 кВ, 1,2 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ № 9

ТОЛ-35 III-IV-8 УХЛ1 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 783;

Зав. № 838;

Зав. № 839

GEF40.5 Кл. т. 0,5 35000:V3/100:V3 Зав. № 30756937; Зав. № 30756938; Зав. № 30756939; Зав. № 30756940; Зав. № 30756941; Зав. № 30756942

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01056424

RTU-325L Зав. № 008299

активная

реактивная

1,1

2,6

3,0

4,9

24

Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-35 кВ,

1,2 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ ТЭЦ-3 -К. Чепецк (№ 25)

ТОЛ-35 III-IV-8 УХЛ1 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 786;

Зав. № 787;

Зав. № 990

GEF40.5 Кл. т. 0,5 35000:V3/100:V3 Зав. № 30756937; Зав. № 30756938; Зав. № 30756939; Зав. № 30756940; Зав. № 30756941; Зав. № 30756942

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 12045054

RTU-325L Зав. № 008299

активная

реактивная

1,1

2,6

3,0

4,9

25

Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-35 кВ,

1,2 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ ТЭЦ-3 -Каринторф (№ 15)

ТОЛ-35 III-IV-8 УХЛ1 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 784;

Зав. № 844;

Зав. № 845

GEF40.5 Кл. т. 0,5 35000:V3/100:V3 Зав. № 30756937; Зав. № 30756938; Зав. № 30756939; Зав. № 30756940; Зав. № 30756941; Зав. № 30756942

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01056450

RTU-325L Зав. № 008299

активная

реактивная

1,1

2,6

3,0

4,9

26

Кировская ТЭЦ-3, ОРУ-35 кВ, 1,2 СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ ТЭЦ-3 -Поселковая

ТОЛ-35 III-IV-8 УХЛ1 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 785;

Зав. № 843;

Зав. № 846

GEF40.5 Кл. т. 0,5 35000:V3/100:V3 Зав. № 30756937; Зав. № 30756938; Зав. № 30756939; Зав. № 30756940; Зав. № 30756941; Зав. № 30756942

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01058527

RTU-325L Зав. № 008299

активная

реактивная

1,1

2,6

3,0

4,9

Примечания:

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ^ом; ток (1,0-1,2) !ном, частота -(50±0,15) Гц; cosj=0,9 инд.;

-    температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4    Рабочие условия эксплуатации:

а)    для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9-1,1) U^; диапазон силы первичного тока - (0,02-1,2) Ьн; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5-1,0 (0,87-0,5); частота - (50±0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.

б)    для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9-1,1) U^; диапазон силы вторичного тока - (0,01-1,2) !н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5-1,0 (0,87-0,5); частота - (50±0,4) Гц;

-    относительная влажность воздуха (40-60) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа;

-    температура окружающего воздуха:

-    для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК.12 от минус 40 до плюс 60 °C;

-    для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03.01 от минус 40 до плюс 60 °C;

-    для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 до плюс 60 °C;

-    для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 от минус 40 до плюс 60 °C;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

в)    для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.

5    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj=0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 26 от 0 до плюс 40 °C.

6    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК.12 - среднее время наработки на отказ не менее Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в=2 ч;

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03.01 - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в=2 ч;

-    электросчётчик СЭТ-4ТM.03M - среднее время наработки на отказ не менее Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

-    электросчётчик СЭТ-4ТM.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

-    УСПД RTO-325 - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

-    УСПД RXU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=1 ч.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

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

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

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

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    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 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

-    сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег. №

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТВЛМ-10

1856-63

4

Трансформатор тока

ТПЛМ-10

2363-68

2

Трансформатор тока

ТПЛ-10

1276-59

16

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

1261-02

4

Трансформатор тока

ТОГФ-110 III УХЛ1

44640-10

24

Трансформатор тока

ТОГФ(П)-110 III УХЛ1

61432-15

3

Трансформатор тока

ТОЛ-35 III-IV-8 УХЛ1

34016-07

12

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

831-53

1

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-6

3344-04

9

Трансформатор напряжения

НОМ-6

159-49

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

3

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

380-49

1

Трансформатор напряжения

НТМИ-3

380-49

1

Трансформатор напряжения

НКФА-110 II УХЛ1

39263-11

6

Трансформатор напряжения

НКФА-123 II УХЛ1

49583-12

3

Трансформатор напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

24218-08

6

Трансформатор напряжения

GEF40.5

30373-10

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

^4-41^05^.12

46634-11

11

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03.01

27524-04

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03M

36697-12

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03

27524-04

10

Устройство сбора и передачи данных

RXU-325

37288-08

1

Устройство сбора и передачи данных

RXU-325L

37288-08

2

У стройство синхронизации системного времени

УССВ-2

54074-13

1

Программное обеспечение

АльфаТ ЦЕНТР

-

1

Методика поверки

-

-

1

Паспорт-Формуляр

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 64758-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСО КЧХК» (2-я очередь). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июне 2016 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

-    по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.12 - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТM.03.01 - по документу ИЛГШ.411151.124 РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТM.03M - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТM.03 - по документу ИЛГШ.411151.124 РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    УСПД RXU-325 - по документу ДЯИМ.466.453.005 МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

-    УСПД RTO-325L - по документу ДЯИМ.466.453.005 МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

-    УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утверждённому руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %;

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ ООО) «ЭСО КЧХК» (2-я очередь), аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.0 0225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСО КЧХК» (2-я очередь)

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Развернуть полное описание