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

Основные
Тип
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