Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЗАО "Алкоа СМЗ" Нет данных. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЗАО "Алкоа СМЗ" Нет данных

Основные
Тип Нет данных
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 2682 от 09.06.11 п.08
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 42823
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 22261-94
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ ЗАО «Алкоа СМЗ» (далее-АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной отдельными технологическими объектами за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения   информации, а также передачу данных в

утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,

- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень- измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измеритель-ные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-01, многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (ГР № 36697-12) класса точности (КТ) 0,2S/0,5, микропроцессорные счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М класса точности (КТ) 0,5S/1 (ГР №36355-07) , многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК.00 класса точности (КТ) 0,5S/1 (ГР №46634-11), счетчиков активной и реактивной электроэнергии ЦЭ 6850 класса точности (КТ) 0,5S/1 и 0,2S/0,5 (ГР № 20176-06) по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, указанных в таблице 2 (53 точки измерения). В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 .

2-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включающий в себя сервера (основной и резервный) типа HP Proliant ML150 G3 и HP Proliant ML350 G6 , программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», УСВ-1(ГР №28716-05) локально-вычислительную сеть, автоматизированные рабочие места (АРМ и мобильный АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии. Счетчики производят измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения и тока и рассчитывает полную мощность.

Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.

Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U^I . Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2 - Р2)0,5. Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений Р и Q на 30-минутных интервалах времени.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер осуществляет обработку результатов измерений, расчет активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН), хранение полученной информации и передача накопленных данных на сервер системы. Обеспечена возможность информационного взаимодействия с организациями-участниками оптового и розничного рынков электроэнергии.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-1, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) установленного на уровне ИВК и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Сравнение показаний часов сервера и УСВ-1 происходит 1 раз в час. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам от встроенного ГЛОНАСС/GPS-приёмника к шкале координированного времени UTC ±10 мкс. Синхронизация часов сервера и УСВ-1 осуществляется независимо от наличия расхождений. Сличение показаний часов счетчиков и сервера производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении с часами сервера на величину более чем на ±2 с.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с в сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000»

Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1- Идентификационные данные (признаки)

программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значения

1

2

Наименование ПО

ПО «Пирамида 2000»

Наименование программного модуля

Метрологический модуль

Идентификационное наименование ПО

Metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

20

Цифровой идентификатор ПО

9FA97BA8

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р.50.2.077-2014-высокий.

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Технические характеристики

Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК), представлен в таблице 2

Таблица 2- Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ

Номер измерительного канала

Наименование присоединения

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик

УСВ

1

2

3

4

5

6

7

1

ГПП-1, Фидер 1-22 СГЭС

ТЛК-10 Ктт =1000 /5, КТ 0,5S

НАМИТ-10-2УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ 0,5

ЦЭ6850 КТ 0,2S/0,5

УСВ-1

Активная Реактивная

2

ГПП-1, Фидер 1-1 СГЭС

ТЛК-10 Ктт =1000 /5, КТ 0,5S

НАМИТ-10-2УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ 0,5

ЦЭ6850 КТ 0,2S/0,5

3

ГПП-1, ввод 110кВ С-1-Т

ТФЗМ-110Б-1У1

Ктт = 300/5, КТ 0,5

НКФ-110 Ктн 110000/\ 3/100/\3, КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

4

ГПП-1, ввод 110 кВ С-2-Т

ТФЗМ-110Б-1У1

Ктт = 300/5, КТ 0,5

НКФ-110 Ктн=110000/\3/100/\3, КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

5

ГПП-1, ввод 110 кВ С-З-Т

ТФЗМ-110Б-1У1

Ктт = 300/5, КТ 0,5;

НКФ-110 Ктн=110000/\3/100/\3, КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

1

2

3

4

5

6

7

6

Г ПП1-2, фидер 10 кВ Ф-П-7 СГЭС

ТЛК-10 Ктт =600/5, КТ 0,5S

НАМИТ-10-2УХЛ2 Ктн=10000/100, КТ 0,5,

ЦЭ6850

КТ 0,5S/1

УСВ-1

Активная Реактивная

7

Г ПП1-2, фидер 10 кВ Ф-П-7 ТТУ

ТЛК-10 Ктт =300/5, КТ 0,5 S

НАМИТ-10-2УХЛ2 Ктн=10000/100, КТ 0,5,

ЦЭ6850

КТ 0,5S/1

8

Г ПИ-2, ввод 110кВ С-1-Т

ТФЗМ-110Б-1У1

Ктт =300/5, КТ 0,5

НКФ-110 Ктн 110000/\3/100/\3 КТ 0,5,

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

9

Г ПП-2, ввод 110 кВ С-2-Т

ТФЗМ-110Б-1У1

Ктт =300/5, КТ 0,5

НКФ-110 Ктн=110000/\3/100/\3

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

10

ГПП-2, ввод 110кВ С-3-Т

ТФЗМ-110Б1У1

Ктт =300/5, КТ 0,5

НАМИТ-10-2УХЛ2 Ктн=10000/100, КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

11

ПС-8Е, яч.23 фидер 10 кВ Ф-209

ТПК-10 Ктт =600/5, КТ 0,5S

НАМИТ-10-2УХЛ2 Ктн=10000/100, КТ 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1

12

ПС-8Е, яч.33 фидер 10 кВ Ф-128

ТПК-10 Ктт =600/5, КТ 0,5S

НАМИТ-10-2УХЛ2 Ктн=10000/100, КТ 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1

13

ПС-12, яч.10 фидер 10 кВ Ф-224

ТПК-10 Ктт =600/5, КТ 0,5S

НАМИТ-10-2УХЛ2 Ктн=10000/100, КТ 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1

14

ПС-15, яч.9 фидер 10 кВ Ф-101

ТПК-10 Ктт =600/5, КТ 0,5S

НАМИТ-10-2УХЛ2 Ктн=10000/100, КТ 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1

15

ПС-30, панель 1, фидер 0,4 кВ МП "ТТУ"

Узловая станция

Т-0,66 М Ктт = 50 /5 , КТ 0,5S

-

ЦЭ6850М

КТ 0,2S/0,5

16

ПС-30, панель 2, S7, фидер 0,4 кВ ОАО "Самара-трансавто"

Т-0,66 Ктт = 200 /5 , КТ 0,5S

-

ЦЭ6850

КТ 0,5S/1

17

ПС-30, панель 6, S12, фидер 0,4 кВ ОАО "Самара-трансавто"

Т-0,66 Ктт =200/5 , КТ 0,5S

-

ЦЭ6850

КТ 0,5S/1

18

ПС-30, панель 6, S9, фидер 0,4 кВ, ОАО "Самара-трансавто"

Т-0,66 Ктт =200/5 , КТ 0,5S

-

ЦЭ6850

КТ 0,5S/1

1

2

3

4

5

6

7

19

ПС-30, панель 7, S15, фидер 0,4 кВ, ИП "Мартынова"

Т-0,66 Ктт =200/5 , КТ 0,5S

-

ЦЭ6850

КТ 0,5S/1

УСВ-1

Активная Реактивная

20

ПС-30, панель 6, S11, фидер 0,4 кВ, Самарская таможня

Т-0,66 Ктт =200/5 , КТ 0,5S

-

ЦЭ6850

КТ 0,5S/1

21

ПС-30, панель 2, S8, фидер 0,4 кВ, Самарская таможня

Т-0,66 Ктт =200/5 , КТ 0,5S

-

ЦЭ6850

КТ 0,5S/1

22

ПС-30, панель 7, S14, фидер 0,4 кВ ООО "ТЕКС"

Т-0,66 Ктт =300/5 , КТ 0,5S

-

ЦЭ6850

КТ 0,5S/1

24

ПС-31, РУ-0,4 кВ фидер ГК «Металлург-31»

Т -0,66 Ктт =100/5 , КТ 0,5S

-

ЦЭ6850

КТ 0,5S/1

25

ПС-31, РУ-0,4 кВ ввод Т-1 ООО «СаТКо»

ТШ -0,66 Ктт =1000/5 , КТ 0,5S

-

ЦЭ6850

КТ 0,5S/1

26

ПС-31, РУ-0,4 кВ ввод Т-2 ООО «СаТКо»

ТШ -0,66 Ктт =1000/5 , КТ 0,5S

-

ЦЭ6850

КТ 0,5S/1

27

ПС-32, яч. 4 фидер 10 кВ Ф-201

ТПК-10 Ктт =600/5 , КТ 0,5S

НАМИТ-10-2 Ктн=10000/100, КТ 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1

28

ПС32, яч .23 фидер 10 кВ Ф-102

ТПК-10 Ктт =600/5 , КТ 0,5S

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1

29

ПС-33, яч.8 фидер 10 кВ Ф-102

ТПК-10 Ктт =600/5 , КТ 0,5S

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1

30

ПС-33, яч.17 фидер 10 кВ Ф-201

ТПК-10 Ктт =600/5 , КТ 0,5S

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1

1

2

3

4

5

6

7

31

ПС-40, яч.2 фидер 10 кВ ООО «СамараСеть»

ТПЛМ Ктт =400/5 , КТ 0,5

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5

ЦЭ 6850 КТ 0,2S/0,5

УСВ-1

Активная Реактивная

32

ПС-40, яч.9 фидер 10 кВ Ф-134

ТПК-10 Ктт =600/5 , КТ 0,5S

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1

33

ПС-40, яч.22 фидер 10 кВ Ф-239

ТПК-10 Ктт =600/5 , КТ 0,5S

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1

35

ПС-49, яч.11 фидер 10 кВ Ф-239

ТПК-10 Ктт =600/5 , КТ 0,5S

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1

36

ПС-49, яч.19 фидер 10 кВ Ф-134

ТПК-10 Ктт =600/5 , КТ 0,5S

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1

37

ПС-49, РУ-0,4 кВ фидер ГСК №286

Т- 0,66 Ктт =100/5 , КТ 0,5S

-

ЦЭ 6850

КТ 0,5S/1

38

ПС-49, РУ-0,4 кВ фидер ИП «Рзянин»

Т- 0,66 Ктт =50/5 , КТ 0,5S

-

ЦЭ 6850

КТ 0,5S/1

39

ПС-56, РУ-0,4 кВ фидер ООО "ТЕКС"

Т- 0,66 Ктт =200/5 , КТ 0,5S

-

ЦЭ 6850

КТ 0,5S/1

40

ПС-56, РУ-0,4 кВ фидер ООО "ЮСТО"

ТШЛ-0,66 Ктт =300/5 , КТ 0,5S

-

ЦЭ 6850

КТ 0,5S/1

41

ПС-56, РУ-0,4 кВ фидер ГК «Металлург-31»

Т- 0,66 Ктт =100/5 , КТ 0,5S

-

ЦЭ 6850

КТ 0,5S/1

42

ПС-59, РУ-0;4 кВ 1 с.ш, фидер ООО "СпецТех-Монтаж"

ТШЛ-0,66 Ктт =400/5 , КТ 0,5S

-

ЦЭ 6850

КТ 0,5S/1

43

ПС-59, РУ-0,4 кВ 2 с.ш., фидер ООО "СпецТех-Монтаж"

ТШЛ-0,66 Ктт =400/5 , КТ 0,5S

-

ЦЭ 6850

КТ 0,5S/1

1

2

3

4

5

6

7

44

ПС-63, яч.3, фидер 10кВ

Ф-134

ТЛК-10-7

Ктт =600/5, К Т 0,5S

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1

УСВ-1

Активная Реактивная

45

ПС-63, яч. 10 фидер 10 кВ

Ф-239

ТЛК-10-7

Ктт =600/5, КТ 0,5S

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

КТ 0,5S/1

46

Цех №62, ось А-5, ВРУ-0.4 кВ, фидер ГК «Металлург-31»

Т- 0,66 Ктт =100/5 , КТ 0,5S

-

ЦЭ 6850

КТ 0,5S/1

47

Цех №62, ось А-23, ВРУ-0,4 кВ, фидер ГК «Металлург-31»

Т- 0,66 Ктт =100/5 , КТ 0,5S

-

ЦЭ 6850

КТ 0,5S/1

48

Корпус 113, РП-2 0,4кВ, фидер ГК «Металлург-31»

Т- 0,66 Ктт =100/5 , КТ 0,5S

-

ЦЭ 6850

КТ 0,5S/1

49

ПС-53, РУ-0,4 кВ фидер ГК «Металлург-31»

Т- 0,66 Ктт =100/5 , КТ 0,5S

-

ЦЭ 6850

КТ 0,5S/1

50

РП-10 кВ ЗАО "СГК", яч.8 КЛ-10кВ ТП "Промвода"

ТЛП-10 -2 Кгт =100/5, КТ 0,5S

НАМИТ 10000/100; КТ 0,5;

ЦЭ 6850

КТ 0,5S/1

51

ТП "Промвода» ВРУ-0,4 кВ", ОАО "Оборонэнерго"

Т-0,66 Ктт =100/5 , КТ 0,5S,

-

ЦЭ 6850

КТ 0,5S/1

52

ПС 59, РУ-10 кВ, яч.4; ООО "СаТКо", ф/к №2

ТПЛ-10-3

Ктт =100/5 , КТ 0,5 S

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5

ЦЭ 6850

КТ 0,5S/1

53

ПС 59, РУ-10 кВ, яч.10; ООО «СаТКо», ф/к №2

ТПЛ-10-3

Ктт =100/5 , КТ 0,5 S

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5

ЦЭ 6850

КТ 0,5S/1

1

2

3

4

5

6

7

54

ПС 32, РУ-10 кВ, яч.1; ТП 56,57/Т1

ООО «САКСЭС»

ТЛК-СТ-10 Ктт =150/5, КТ 0,5S

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5

ПСЧ-4ТМ.05МК00 КТ 0,5S /1

УСВ-1

Активная Реактивная

55

ПС 32, РУ-10 кВ, яч.28; ТП 56,57/Т2

ООО «САКСЭС»

ТЛК-СТ-10 Ктт =150/5, КТ 0,5S

НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5

ПСЧ-4ТМ.05МК00 КТ 0,5S /1

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1),ток (0,01-1,2) 1ном для ИК №1, 2, 6, 7, 11-14, 15-22, 24-30, 32, 33, 35-55 и ток (0,05-1,2) 1ном для ИК №3-5, 8-10, 31. инд 0,5<со8ф<0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60°С; для сервера от 15 до 25°С приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации.

Номер измерительного канала

Значение COSф

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации , (%)

1(2)< !раб <5

5< фаб <20

20< !раб <100

100< !раб <120

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

А

Р

А

Р

А

Р

А

Р

1-2

0,5

±5,4

±2,9

±3,0

±2,1

±2,2

±1,7

±2,2

±1,7

0,8

±2,9

±4,6

±1,7

±2,8

±1,3

±2,2

±1,3

±2,2

1

±1,8

Не норм

±1,1

Не норм

±0,9

Не норм

±0,9

Не норм

3-5,8-10, 31

0,5

-

-

±5,4

±2,9

±3,0

±1,9

±2,2

±1,7

0,8

-

-

±2,9

±4,6

±1,7

±2,7

±1,3

±2,2

1

-

-

±1,8

Не норм

±1,1

Не норм

±0,9

Не норм

6,7,11-14, 27-30,3233,35,36, 44,45,50,52

-55

0,5

±5,6

±3,9

±3,3

±3,3

±2,5

±2,9

±2,5

±2,9

0,8

±3,2

±5,2

±2,2

±3,8

±1,8

±3,2

±1,8

±3,2

1

±2,2

Не норм

±1,4

Не норм

±1,2

Не норм

±1,2

Не норм

15-22, 2426, 37-43, 46-49, 51

0,5

±5,5

±3,8

±3,1

±3,2

±2,2

±2,8

±2,2

±2,8

0,8

±3,2

±5,1

±2,1

±3,7

±1,6

±3,1

±1,6

±3,1

1

±2,1

Не норм

±1,2

Не норм

±1,1

Не норм

±1,1

Не норм

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ином; напряжение (0,9-1,1),ток (0,01-1,2) 1ном для ИК № 1,2,6,7,11--22,24-30,32-33,35-55 и ток (0,05-1,2) 1ном для ИК №3-5,8-10,31 инд<^ф<0,8 емк;; температура окружающей среды (20 ± 5) °С ) приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации

Номер измерительного канала

Значение COSф

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации , ( %)

1(2)< 1раб <5

5< 1раб <20

20< 1раб <100

100< 1раб <120

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

А

Р

А

Р

А

Р

А

Р

1-2

0,5

±5,4

±2,5

±3,0

±1,5

±2,2

±1,2

±2,2

±1,2

0,8

±2,9

±4,4

±1,7

±2,5

±1,2

±1,9

±1,2

±1,9

1

±1,8

не норм

±1,1

не норм

±0,9

не норм

±0,9

не норм

3-5,8-10, 31

0,5

-

-

±5,5

±2,7

±3,0

±1,8

±2,2

±2,6

0,8

-

-

±2,9

±4,6

±1,7

±2,6

±1,3

±2,9

1

-

-

±1,8

не норм

±1,2

не норм

±0,9

±3,5

6,7,11-14, 27-30,3233,35,36, 44,45,50, 52-55

0,5

±5,5

±2,7

±3,1

±1,9

±2,3

±1,5

±2,5

±2,5

0,8

±2,9

±4,6

±1,7

±2,8

±1,3

±2,1

±1,8

±2,8

1

±1,8

не норм

±1,2

не норм

±1,0

не норм

±1,2

±3,2

15-22, 2426, 37-43, 46-49, 51

0,5

±5,3

±2,4

±2,7

±1,3

±1,8

±1,0

±2,2

±2,6

0,8

±2,8

±4,3

±1,5

±2,3

±1,0

±1,5

±1,6

±2,9

1

±1,7

не норм

±0,9

не норм

±0,6

не норм

±1,1

±3,5

Надежность применяемых в системе компонентов:

счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М

- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 140 000 ч,

- средний срок службы - 30 лет

счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК.00

- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 140 000 ч,

- среднее время восстановления работоспособности не более te = 2 ч

счетчик электрической энергии многофункциональный ЦЭ 6850

- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 120 000 ч,

- средний срок службы - 30 лет

счетчик электрической энергии многофункциональный ЦЭ 6850 М

- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 160 000 ч,

- средний срок службы - 30 лет

счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05М

- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 140 000 ч,

- средний срок службы - 30 лет

трансформатор напряжения, трансформатор тока

- среднее время наработки на отказ не менее 40405 часов,

сервер

- среднее время наработки на отказ не менее Т = 256554 часов,

- среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 час.

Надежность системных решений:

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

Регистрация событий:

журнал событий счетчика:

- параметрирования;

- воздействия внешнего магнитного поля;

- вскрытие счетчика;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

ж урнал сервера:

- даты начала регистрации измерений;

- перерывов электропитания;

- потери и восстановления связи со счётчиками;

- программных и аппаратных перезапусков;

- корректировки времени в счетчике и сервере;

- изменения ПО.

Защищенность применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- сервера ИВК;

з ащита информации на программном уровне:

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на сервер.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента системы

Номер в Гос.реестре средств измерений

Количество (шт.)

1

2

3

Многофункциональные счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М, КТ 0,2S/0,5

36697-12

6

Многофункциональные счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М , КТ 0,5S/1

36355-07

14

Многофункциональные счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК.(исполнение ПСЧ-4ТМ.05МК.00, КТ 0,5S/1

46634-11

2

Многофункциональные счетчики электрической энергии ЦЭ 6850 КТ 0,2S/0,5, ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 и исполнение ЦЭ 6850М, КТ 0,2S/0,5

20176-06

3/27/1

Трансформатор тока ТЛК-10, КТ 0,5S и исполнение ТЛК-10-7, КТ 0,5S

9143-06

8/4

Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-1У1, КТ 0,5

2793-88

18

Трансформатор тока ТПК-10, , КТ 0,5S

22944-07

24

Трансформатор тока Т-0,66 М, КТ 0,5S

50733-12

3

1

2

3

Трансформатор тока Т-0,66, КТ 0,5S

22656-07

48

Трансформатор тока ТШЛ-0,66, КТ 0,5S

3422-06

9

Трансформатор тока ТШ-0,66, КТ 0,5S

22657-07

6

Трансформатор тока ТПЛ-10 (исполнение ТПЛ-10-3), КТ 0,5S

1276-59

4

Трансформатор тока ТЛП-10 (исполнение ТЛП-10-2), КТ 0,5S

30789-06

2

Трансформатор тока ТПЛМ-10, КТ 0,5

2363-68

2

Трансформатор тока ТЛК-СТ-10, КТ 0,5S

58720-14

4

Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2УХЛ2, КТ 0,5

16687-06

25

Трансформатор напряжения НКФ-110, КТ 0,5

26452-06

12

Сервер (основной и резервный) типа HP Proliant ML150 G3/ HP Proliant ML350 G6

-

1/1

Автоматизированное рабочее место (АРМ и мобильный АРМ)

-

3/1

Наименование документации

Методика поверки МП-2203-0208-2010

1

Поверка

осуществляется по документу МП-2203-0208-2010   «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ ЗАО «Алкоа СМЗ». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» в апреле 2011 г.

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

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003.

- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011.

- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1.

- счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1.

- счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.167 РЭ1.

- счетчики электрической энергии ЦЭ6850, ЦЭ6850М в соответствии с методикой поверки ИНЕС.411152.034 Д1 «Счетчики электрической энергии ЦЭ6850». Методика поверки.

- УСВ-1 в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1.Методика поверки ВЛСТ 221.00.000 МП.

- радиочасы МИР РЧ-01, ГР №27008-04.

-мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», ГР № 33750-12 .

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Сведения о методах измерений

Методы измерений, которые используются в системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ ЗАО «Алкоа СМЗ» приведены в документе «Методика измерений электроэнергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЗАО «Алкоа СМЗ». Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации №132/RA.RU 311290/2015/2016 от 06 июня 2016 г.

Нормативные документы

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

ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S.

ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 62053-23:2003, MOD)

Развернуть полное описание