Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энермет» (потребитель АО «Трубодеталь») (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов 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), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики) по ГОСТ Р 52322-2005, ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 5.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя ИВК «ИКМ-Пирамида», устройство синхронизации времени на базе ГЛОНАСС/GPS-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 за период 0,02 с. 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 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.
Лист № 2 Всего листов 13
Для ИК, в состав которых входит УСПД, цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется накопление измерительной информации, и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации на подключенных к УСПД устройствах.
Для ИК, в состав которых не входит УСПД, цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы.
На верхнем - третьем уровне системы в ИВК «ИКМ-Пирамида» выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ.
Из ИВК «ИКМ «Пирамида» информация передается 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 с ИВК «ИКМ-Пирамида» настоящей системы.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-2 расположенными в ЦСОИ. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени УСВ-2 составляет не более ±10 мкс.
ИВК «ИКМ-Пирамида», периодически (1 раз в 1 час) сравнивает своё системное время с УСВ-2, подключенным к ИВК. Корректировка часов ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется независимо от наличия расхождения.
Для ИК, в состав которых входит УСПД, сличение показаний часов УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» происходит 1 раз в сутки, коррекция часов УСПД производится при наличии расхождения более ±2 с. Абсолютная погрешность измерений времени УСПД составляет ±1 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков осуществляется при наличии расхождения более ±3 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Для ИК, в состав которых не входит УСПД, сличение показаний часов счетчиков и ИВК «ИКМ-Пирамида» производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов осуществляется при наличии расхождения более ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, УСПД, ИВК отражаются в журналах событий. Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журнале событий ИВК.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «Пирамида 2000» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) Наименование программного модуля ПО: | |
| CalcClients.dll | e55712d0b1b219065d63 da949114dae4 |
| CalcLeakage.dll | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| CalcLosses.dll | d79874d 10fc2b 156a0fdc27e 1 ca480ac |
| Metrology.dll | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| ParseBin.dll | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| ParseIEC.dll | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| ParseModbus.dll | c391 d64271 acf4055bb2a4d3fe 1 f8f48 |
| ParsePiramida.dll | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| SynchroNSI.dll | 53 0d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
| VerifyTime.dll | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| 1 ЛИ5ЛГ 1 | Наименование точки измерений | Состав ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ | § |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС «Синеглазово» 110 кВ, ОРУ-35 кВ, 1 СШ, ВЛ-35 кВ «Синеглазово-Трубодеталь» 1 цепь | ТФЗМ-35 А-У1 300/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 3690-73 | ЗНОМ-35-65 35000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 Рег. № 912-70 | А1805 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | й д и5 м0 а- р4 и8 иП 4 l-н (N 1 ^ И .г « е & fc |
| 2 | ПС «Синеглазово» 110 кВ, ОРУ-35 кВ, 2 СШ, ВЛ-35 кВ «Синеглазово-Трубодеталь» 2 цепь | ТФЗМ-35Б-1У1 100/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 3689-73 | ЗНОМ-35-65 35000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 Рег. № 912-70 | А1805 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 |
| 3 | ГПП «Трубодеталь» 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ, яч. 7, Ввод Т-1 6 кВ | ТЛМ-10 1000/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 2473-05 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 2611-70 | А1805 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | - |
| 4 | ГПП «Трубодеталь» 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ, яч. 19, Ввод Т-2 6 кВ | ТЛМ-10 1000/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 2473-05 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 2611-70 | А1805 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | - |
| 5 | ГПП «Трубодеталь» 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ, яч. 12, ООО «УЗСА» | ТОЛ 400/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 47959-16 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 2611-70 | А1805 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-11 | - |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 6 | ГПП «Трубодеталь» 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ, яч. 18, ООО «УЗСА» | ТОЛ 400/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 47959-16 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 2611-70 | А1805 Кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-11 | - | Й д и5 м 0-а-р4 р8 и-П 94 ^ <N « е § ^ |
| 7 | ЦРП-1 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ, яч. 7, «ЧЗЖБШ» | ТПФМ-10 50/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 814-53 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 831-53 | А1805 Кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 31857-06 | - |
| 8 | ГПП «Силикатный завод» 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ, яч. 17, Ввод Т-1 6 кВ | ТВК 800/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 45370-10 | НТМИ-6 У3 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 51199-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1 Рег. № 36697-12 | - |
| 9 | ТП-10 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ, яч. 7, гр. 1, ООО «Макот» | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М Кл.т. 1/2 Рег. № 36354-07 | - |
| 10 | ТП-10 6 кВ, ШР-13 0,4 кВ, гр. 3, ООО «Макот» | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М Кл.т. 1/2 Рег. № 36354-07 | - |
| 11 | ТП-10 6 кВ, ШР-13 0,4 кВ, гр. 4, ООО «Трубспецдеталь» | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М Кл.т. 1/2 Рег. № 36354-07 | - |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 12 | ТП-10 6 кВ, ШР-13 0,4 кВ, гр. 2, ИП «Вишневский» | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М Кл.т. 1/2 Рег. № 36354-07 | - | Й д и5 м 05-а-р4 р8 и-П 94 ^ <N « ег § ^ |
| 13 | ТП-11 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ, яч. 2, ПАО «МТС» | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл.т. 1/2 Рег. № 46634-11 | - |
| 14 | ТП-11 6 кВ, РУ-0,4 кВ, АВР, ПАО «Мегафон» | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл.т. 1/2 Рег. № 46634-11 | - |
| 15 | ТП-26 МУП «ПОВВ», 6 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод Т-1 0,4 кВ | ТТИ-40 300/5 Кл.т. 0,5 Рег. № 28139-12 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 46634-11 | - |
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % |
| cos ф = 1 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 - 4; 7 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1н1<11<1,21н1 | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,6 | 2,1 | 2,7 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,7 | 2,3 | 3,4 |
| 0,11н1<11<0,21н1 | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 2,3 | 3,3 | 5,6 |
| 0,051н1<11<0,11н1 | 1,8 | 3,0 | 5,5 | 2,3 | 3,4 | 5,7 |
| 5; 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1н1<11<1,21н1 | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,6 | 2,1 | 2,7 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,6 | 2,1 | 2,7 |
| 0,11н1<11<0,21н1 | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,7 | 2,3 | 3,4 |
| 0,051н1<11<0,11н1 | 1,2 | 1,9 | 3,1 | 1,7 | 2,5 | 3,5 |
| 0,011н1<11<0,051н1 | 2,1 | 3,0 | 5,5 | 2,6 | 3,4 | 5,7 |
| 8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1н1<11<1,21н1 | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,6 | 2,1 | 2,7 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,7 | 2,3 | 3,4 |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 2,3 | 3,3 | 5,6 |
| 9 - 12 (Сч 1) | 0,11б<11< Imax | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 2,8 | 3,1 | 3,1 |
| 0,051б<11<0,11б | 1,5 | 1,5 | 1,5 | 3,2 | 3,4 | 3,4 |
| 13; 14 (Сч 1) | 0,21б<11<1тах | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 2,8 | 3,1 | 3,1 |
| 0,11б<11<0,21б | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 2,8 | 3,1 | 3,1 |
| 0,051б<11<0,11б | 1,5 | 1,5 | 1,5 | 3,2 | 3,4 | 3,4 |
| 15 (ТТ 0,5; Сч 0,5S) | 1н1<11<1,21н1 | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,5 | 1,9 | 2,4 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,0 | 1,5 | 2,7 | 1,6 | 2,2 | 3,1 |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 1,7 | 2,8 | 5,3 | 2,2 | 3,2 | 5,5 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Границы относит осно погрей измер соответс вероятнос (±5) | интервала ельной вной ности ений, твующие ти Р=0,95 >, % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % |
| cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1-4; 7 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1) | 1н1<11<1,21н1 | 2,1 | 1,8 | 2,7 | 2,4 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,6 | 1,8 | 3,1 | 2,4 |
| 0,11н1<11<0,21н1 | 4,5 | 2,8 | 5,0 | 3,3 |
| 0,051н1<11<0,11н1 | 4,6 | 2,9 | 5,3 | 3,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| | 1н1<11<1,21н1 | 2,1 | 1,5 | 3,9 | 3,6 |
| 5; 6 | 0,21н1<11<1н1 | 2,1 | 1,5 | 3,9 | 3,6 |
| | 0,11н1<11<0,21н1 | 2,6 | 1,8 | 4,2 | 3,7 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1) | 0,051н1<11<0,11н1 | 2,9 | 2,1 | 4,3 | 3,9 |
| | 0,011н1<11<0,051н1 | 4,6 | 3,0 | 5,6 | 4,4 |
| 8 | 1н1<11<1,21н1 | 2,1 | 1,5 | 3,9 | 3,6 |
| | 0,21н1<11<1н1 | 2,6 | 1,8 | 4,2 | 3,7 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1) | 0,051н1<11<0,21н1 | 4,4 | 2,7 | 5,5 | 4,2 |
| 9 - 12 | 0,11б<11< Imax | 2,0 | 2,0 | 5,9 | 5,9 |
| (Сч 2) | 0,051б<11<0,11б | 2,5 | 2,5 | 6,1 | 6,1 |
| 13; 14 | 0,21б<11<1тах | 2,0 | 2,0 | 5,9 | 5,9 |
| | 0,11б<11<0,21б | 2,0 | 2,0 | 5,9 | 5,9 |
| (Сч 2) | 0,051б<11<0,11б | 2,5 | 2,5 | 6,1 | 6,1 |
| 15 | 1н1<11<1,21н1 | 1,8 | 1,3 | 3,7 | 3,5 |
| | 0,21н1<11<1н1 | 2,4 | 1,6 | 4,0 | 3,6 |
| (ТТ 0,5; Сч 1) | 0,051н1<11<0,21н1 | 4,3 | 2,6 | 5,4 | 4,2 |
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 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф=0,5; 0,8; 1 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов, имеющие те же метрологические характеристики. Допускается замена УСВ, УСПД, ИВК «ИКМ-Пирамида» на аналогичные средства измерений утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cosj температура окружающей среды °C: | от 99 до 101 от 1 до 120 0,9 от +21 до +25 |
| 1 | 2 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8емк |
| температура окружающей среды, °C: | |
| - в месте расположения ТТ и ТН | от -45 до +40 |
| - в месте расположения счетчиков | от -40 до +60 |
| - в месте расположения УСПД | от -10 до +50 |
| Погрешность хода часов АИИС КУЭ не превышает, с | ±5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
| - Альфа А1800 | 120000 |
| -СЭТ-4ТМ.03М | 165000 |
| - ПСЧ-3ТМ.05М | 140000 |
| - ПСЧ-4ТМ.05МК | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| СИКОН С70 | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| ИВК: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
| -ИВК «ИКМ-Пирамида» | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УСВ: | |
| УСВ-2: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Г лубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 113 |
| УСПД: | |
| - график средних мощностей за интервал 30 мин, сут | 45 |
| ИВК: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД, ИВК с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии через интернет провайдера или оператора 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.
- журнал ИВК:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и ИВК.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- ИВК;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульных листах эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность системы определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая и эксплуатационная документация, указанная в таблице 6.
Таблица 6- Комплектность средства измерений_
| Наименование | Обозначение | Регистрационный номер | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-35-65 | 912-70 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 2611-70 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 831-53 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 У3 | 51199-12 | 1 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-35А-У1 | 3690-73 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-35Б-1У1 | 3689-73 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 2473-05 | 4 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТПФМ-10 | 814-53 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ | 47959-16 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТТИ | 28139-12 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТВК | 45370-10 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | Альфа А1800 | 31857-06 | 5 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | Альфа А1800 | 31857-11 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-3ТМ.05М | 36354-07 | 4 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 46634-11 | 3 |
| Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С70 | 28822-05 | 1 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-10 | 2 |
| Комплексы информационноизмерительные | «ИКМ-Пирамида» | 29484-05 | 1 |
| Методика поверки | ВЛСТ 1135. 00. 000 МП | - | 1 |
| Формуляр | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу ВЛСТ 1135.00.000 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Энермет» (потребитель АО «Трубодеталь»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 21.09.2017 г.
Основные средства 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;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений
- счетчиков Альфа А1800 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (регистрационный №) 31857-06) - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- счетчиков Альфа А1800 (регистрационный № 31857-11) - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчиков ПСЧ-3ТМ.05М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.138РЭ1,
Лист № 12 Всего листов 13
являющемся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.138РЭ, согласованным с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «21» марта 2011 г.;
- СИКОН С70 - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
- УСВ-2 - по документу ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS), регистрационный № 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.311) регистрационный № 22129-09.
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 «Энермет» (потребитель АО «Трубодеталь») (АИИС КУЭ
ООО «Энермет» (потребитель АО «Трубодеталь»))», аттестованной АО ГК «Системы и технологии», аттестат аккредитации № RA.RU.312308 от 07.09.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ООО «Энермет» (потребитель АО «Трубодеталь»)
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Энермет" (потребитель АО "Трубодеталь")](https://fgisarshin.ru/image/cache/catalog/logo/fgisarshin-500x500.png "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Энермет" (потребитель АО "Трубодеталь")"){kind=logo}
69264-17: Методика поверки ВЛСТ 1135.00.000 МПСкачать1.1 Мб