Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСО КЧХК" (2-я очередь)
- АО "РЭС Групп", г.Владимир
-
Скачать
64758-16: Методика поверкиСкачать1.2 Мб64758-16: Описание типа СИСкачать125.1 Кб
- 05.11.24
- 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.