Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Ключевский завод ферросплавов"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1003 п. 47 от 25.06.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ключевский завод ферросплавов» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 -й уровень состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ), измерительных трансформаторов напряжения (далее - ТН) и счетчиков активной и реактивной электроэнергии (далее - счётчики), вторичных измерительных цепей и технических средств приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3, 4, 5.

2 -й уровень - информационно - вычислительный комплекс ПАО «Ключевский завод ферросплавов» (далее - ИВК ПАО «КЗФ»), обеспечивающий выполнение следующих функций:

- сбор информации от счетчиков АИИС КУЭ (результаты измерений, журнал событий);

- обработку данных и их архивирование;

- хранение информации в базе данных сервера ПАО «Ключевский завод ферросплавов»;

- доступ к информации и ее передачу в организации - участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ) и другие заинтересованные организации;

ИВК ПАО «КЗФ» состоит из сервера базы данных (далее - сервер БД), УСПД ЭКОМ-3000 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 17049-04), которое используется в качестве устройства синхронизации времени (далее - УСВ), автоматизированных рабочих мест (далее - АРМ) персонала и программного обеспечения (далее - ПО) «Энергосфера».

Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й и 2-й уровни АИ-ИС КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального, шестнадцатиразрядного аналого-цифрового преобразователя (АЦП). АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока по шести каналам измерения, преобразование их в цифровой код и передачу по скоростному последовательному каналу микроконтроллера. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока активной и полной мощности в каждой фазе сети, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре. Счетчики имеют жидкокристаллический индикатор для отображения учетной энергии и измеряемых величин.

ИВК ПАО «КЗФ» автоматически опрашивает счетчики АИИС КУЭ. В ИВК ПАО «КЗФ» информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

ИВК ПАО «КЗФ» может производить прием, обработку, хранение и отображение информации и данных коммерческого учета электрической энергии и мощности, поступающих от АИИС КУЭ сторонних организаций утверждённого типа.

Информационный обмен с инфраструктурными организациями рынков электроэнергии, смежными субъектами оптового рынка электроэнергии (мощности) (далее - ОРЭМ) и другими субъектами электроэнергетики РФ осуществляется по сети Internet с использованием файлов форматов, утвержденных Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка и его приложениями, а также другими файлами по согласованию сторон, с использованием электронной цифровой подписи (далее - ЭЦП).

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ имеет СОЕВ, которая охватывает уровень ИИК и ИВК. Контроль времени сервера БД выполняет УСВ, которое в автоматическом режиме осуществляет коррекцию часов сервера БД при расхождении часов сервера БД и времени УСВ. Контроль времени в часах счетчиков выполняется сервером БД при каждом сеансе опроса. Коррекция часов счетчиков выполняется сервером БД автоматически при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±3 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» 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 ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

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

Технические характеристики

Состав ИК и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование ИК

Измерительные компоненты

УСВ

ТТ

ТН

Счётчик

1

2

3

4

5

6

1

ПС 110кВ Ключи,

ЗРУ-6кВ, 1сш, Ввод №1 Т-1

ТПШЛ-10У3 Кл. т. 0,5 Ктт 3000/5 Рег. № 1423-60

НТМИ-6

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.02М.03

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег.№ 17049-04

2

ПС 110кВ Ключи, ЗРУ-6кВ, 2сш, Ввод №2 Т-2

ТПШЛ-10У3 Кл. т. 0,5 Ктт 3000/5 Рег. № 1423-60

НТМИ-6

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

3

ПС 110кВ Ключи, ОРУ-35 кВ, ВЛ35 кВ БИЗ-Ключи

ТОЛ 35-III-IV

Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 4795916

ЗНОМ-35 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-54 ЗНОМ-35-65

Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег.№ 912-70

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

4

ПС 110кВ Ключи, ЗРУ-6кВ, 1сш, яч.4, ф.Скважина 1

ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

5

ПС 110кВ Ключи, ЗРУ-6кВ, 1сш, яч.4 А, ф.Поселок 3

ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

6

ПС 110кВ Ключи, ЗРУ-6кВ, 1сш, яч.15, ф.Поселок 2

ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

7

ПС 110кВ Ключи, ЗРУ-6кВ, 1сш, яч.19, ф.Гидроузел 1

ТПЛ-10У3

Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

8

ПС 110кВ Ключи, ЗРУ-6кВ, 2сш, яч.29, ф.Поселок 1

ТПЛ-10У3

Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

1

2

3

4

5

6

9

ПС 110кВ Ключи, ЗРУ-6кВ, 2сш, яч.45, ф.Поселок 5

ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

ЭКОМ-3000 Рег.№ 17049-04

10

ПС 110кВ Ключи, ЗРУ-6кВ, 2сш, яч.50, ф.Поселок 4

ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

11

ПС 110кВ Ключи, ЗРУ-6кВ, 2сш, яч.51, ф. Скважина 2

ТПЛМ-10

Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 2363-68

НТМИ-6

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

12

ПС 110кВ Ключи, ЗРУ-6кВ, 2сш, яч.35, ф.Гидроузел 2

ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

13

ПС 110кВ Ключи, ЗРУ-6кВ, 2сш, яч.38, ф.Ключи

ТЛП-10-5

Кл. т. 0,2S Ктт 400/5 Рег. № 30709-11

НТМИ-6

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

14

ТП-9 6кВ, ВРУ-0,4кВ, п.1, ф. Заводская

ТШП-0,66

Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 47957-11

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

15

ТП-9 6кВ, ВРУ-0,4кВ, п.1, ф.Пожарка

ТШП-0,66

Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 47957-11

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

16

ТП-9 6кВ, ВРУ-0,4кВ, п.1, р.2, ф.Пилорама

ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 47957-11

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

17

ПС 110кВ Ключи, ЗРУ-6кВ, 1сш, яч.11, ф.Стройбаза

ТПЛ-10У3

Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

18

РУ №16 6 кВ, 1сш, яч.5, ф.ТП-17 вв.1

ТЛК10

Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 9143-83

ЗНОЛ-НТЗ-6

Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3

Рег. № 69604-17

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

19

РУ №16 6кВ, 2сш, яч.20, ф.ТП-17 вв.2

ТЛК10

Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 9143-83

ЗНОЛ-НТЗ-6

Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3

Рег. № 69604-17

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

20

ТП-10 6кВ, РУ-0,4кВ, 1сш, ав18, ф.АЗС 20

ТОП-0,66

Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 47959-11

-

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

1

2

3

4

5

6

21

РУ №16 6кВ, 2сш, яч.19, ф. Очистные 2

ТЛК 10

Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 9143-83

ЗНОЛ-НТЗ-6

Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3

Рег. № 69604-17

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

ЭКОМ-3000 Рег.№ 17049-04

22

ТП-14 6кВ, РУ-0,4кВ, 1сш, п.21, ф.вв.1 Астер-Строй

ТШП-0,66

Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 47957-11

-

ПСЧ-4ТМ.05М.16

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

23

ТП-14 6кВ, РУ-0,4кВ, 2сш, п.6, ф.Механизация

ТОП-0,66

Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 47959-11

-

ПСЧ-4ТМ.05М.16

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

24

РУ №15 6 кВ, 1сш, яч.4, ф. Очистные 1

ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

27

ТП-14 6кВ, РУ-0,4кВ, 2сш, п.8, ф.вв.2 Астер-Строй

ТШП М-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 59924-15

-

ПСЧ-4ТМ.05М.16

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

Примечания:

1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3, 4 метрологических характеристик.

2 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

3 . Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа.

4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Метрологические характеристики ИК

Г раницы основной относительной погрешности, (± 5), %

Границы относительной погрешности ИК в рабочих ус-

ловиях эксплуатации,

(±6), %

cos ф = 1,0

cos ф = 0,87

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 1,0

cos ф = 0,87

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1, 4, 5,

0,051н1 < Ii < 0,21н1

1,8

2,5

2,9

5,5

2,2

2,8

3,2

5,7

6, 7, 8,

0,21н1 < I1 < 1н1

1,2

1,5

1,7

3,0

1,7

1,9

2,1

3,3

9, 10,

11, 17

1н1 < I1 < 1,21н1

1,0

1,2

1,3

2,3

1,6

1,7

1,8

2,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

2

0,051н1 < I1 < 0,21н1

1,8

2,4

2,8

5,4

1,9

2,5

2,9

5,5

0,21н1 < I1 < 1н1

1,1

1,4

1,6

2,9

1,2

1,5

1,7

3,0

1н1 < I1 < 1,21н1

0,9

1,1

1,2

2,2

1,0

1,2

1,4

2,3

3

0,021н1 < I1 < 0,051н1

1,6

2,2

2,5

4,8

1,7

2,3

2,6

4,8

0,05Ih1 < I1 < 0,21н1

1,1

1,4

1,6

3,0

1,2

1,5

1,7

3,0

0,2Ihi < Ii < 1н1

0,9

1,1

1,2

2,2

1,0

1,2

1,4

2,3

1н1 < I1 < 1,21н1

0,9

1,1

1,2

2,2

1,0

1,2

1,4

2,3

12

0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1

1,8

2,5

2,9

5,5

2,2

2,8

3,2

5,7

0,21н1 < I1 < 1н1

1,2

1,5

1,7

3,0

1,7

1,9

2,1

3,3

1н1 < I1 < 1,21н1

1,0

1,2

1,3

2,3

1,6

1,7

1,8

2,6

13

0,02Ih1 < I1 < 0,05Ih1

1,0

1,2

1,3

2,1

1,3

1,5

1,7

2,5

0,051н1 < I1 < 0,21н1

0,8

0,9

1,0

1,7

1,1

1,3

1,4

2,1

0,21н1 < I1 < 1н1

0,7

0,8

0,9

1,4

1,1

1,2

1,3

1,9

1н1 < I1 < 1,21н1

0,7

0,8

0,9

1,4

1,1

1,2

1,3

1,9

18, 19, 21, 24

0,051н1 < I1 < 0,21н1

1,8

2,5

2,9

5,5

2,8

3,4

3,8

6,3

0,21н1 < I1 < 1н1

1,2

1,5

1,7

3,0

2,4

2,8

3,0

4,3

1н1 < I1 < 1,21н1

1,0

1,2

1,3

2,3

2,3

2,6

2,8

3,9

14, 15,

16, 20,

22, 23

0,051н1 < I1 < 0,21н1

1,7

2,4

2,8

5,4

2,7

3,4

3,8

6,2

0,21н1 < I1 < 1н1

1,0

1,3

1,5

2,7

2,3

2,7

2,9

4,1

1н1 < I1 < 1,21н1

0,8

1,0

1,1

1,9

2,2

2,5

2,7

3,7

27

0,021н1 < I1 < 0,051н1

1,8

2,3

2,6

4,7

2,2

2,6

2,9

4,9

0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1

1,0

1,4

1,6

2,8

1,5

1,8

2,0

3,1

0,21н1 < I1 < 1н1

0,8

1,0

1,1

1,9

1,4

1,6

1,6

2,3

1н1 < I1 < 1,21н1

0,8

1,0

1,1

1,9

1,4

1,6

1,6

2,3

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Метрологические характеристики ИК

Г раницы основной относительной погрешности, (± 5), %

Г раницы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±6), %

cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

1

2

3

4

5

6

7

8

1, 4, 5, 6, 7, 8,

9, 10, 11

0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1

5,6

4,4

2,6

5,6

4,5

2,7

0,21н1 < I1 < 1н1

3,0

2,4

1,5

3,1

2,5

1,6

1н1 < I1 < 1,21н1

2,3

1,8

1,2

2,4

1,9

1,4

2

0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1

5,8

4,7

2,9

6,4

5,4

3,9

0,21н1 < I1 < 1н1

3,3

2,8

2,0

4,3

3,9

3,3

1н1 < I1 < 1,21н1

2,6

2,3

1,8

3,8

3,6

3,2

1

2

3

4

5

6

7

8

3

0,02Ihi < I1 < 0,05Ihi

5,1

4,1

2,5

5,5

4,4

2,8

0,05Ih1 < I1 < 0,21н1

3,1

2,5

1,6

3,3

2,7

1,8

0,2Ih1 < 11 < 1н1

2,3

1,8

1,2

2,4

2,0

1,4

1н1 < 11 < 1,21н1

2,3

1,8

1,2

2,3

1,9

1,3

12

0,05Ih1 < 11 < 0,2Ih1

5,8

4,7

2,9

6,1

4,9

3,3

0,21н1 < 11 < 1н1

3,2

2,6

1,8

3,5

2,9

2,2

1н1 < 11 < 1,21н1

2,5

2,1

1,5

2,8

2,4

2,0

13

0,02Ih1 < Ii < 0,05Ihi

2,7

2,3

1,6

5,4

4,7

3,6

0,051н1 < 11 < 0,21н1

1,9

1,6

1,2

3,3

2,9

2,4

0,21н1 < 11 < 1н1

1,6

1,3

1,0

2,3

2,1

1,8

1н1 < 11 < 1,21н1

1,5

1,3

1,0

2,1

2,0

1,8

17, 18, 19, 21, 24

0,051н1 < 11 < 0,21н1

5,8

4,7

2,9

7,6

6,6

5,0

0,21н1 < 11 < 1н1

3,3

2,8

2,0

5,9

5,4

4,5

1н1 < 11 < 1,21н1

2,6

2,3

1,8

5,5

5,2

4,5

14, 15, 16, 20, 22, 23

0,051н1 < 11 < 0,21н1

5,7

4,6

2,9

7,5

6,5

5,0

0,21н1 < 11 < 1н1

3,1

2,6

1,9

5,7

5,3

4,5

1н1 < 11 < 1,21н1

2,4

2,1

1,7

5,4

5,1

4,4

27

0,021н1 < 11 < 0,051н1

4,9

4,0

2,4

6,9

6,1

4,7

0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi

3,1

2,6

1,7

5,8

5,3

4,4

0,21н1 < 11 < 1н1

2,1

1,8

1,3

5,3

5,0

4,3

1н1 < 11 < 1,21н1

2,1

1,8

1,3

5,3

5,0

4,3

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 температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 13, № 17 от плюс 10 °С до плюс 30 °С, для счетчиков ИК №№ 14 - 16, №№ 18 - 24, № 27 от минус 30 °С до плюс 30 °С.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

25

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- частота, Гц

- коэффициент мощности cos9

- температура окружающей среды, оС

от 98 до 102

от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,87 от +21 до +25

1

2

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -35 до +35

- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС:

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика СЭТ-4ТМ.02М.03

165000

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03

90000

для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05М

140000

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01

140000

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03.01

90000

для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.16

165000

для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05М.16

140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее

113

- при отключении питания, лет, не менее

45

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с

±5

Надежность системных решений:

- резервирование питания ИВК с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика;

- журнал ИВК:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчиках, сервере с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов указанных устройств;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

Защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

- пароль на счетчике;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип (обозначение)

Количество, шт./экз.

1

2

3

Трансформатор тока

ТПШЛ-10У3

6

Трансформатор тока

ТОЛ 35-ni-IV

3

Трансформатор тока

ТПЛ-10У3

20

Трансформатор тока

ТПЛМ-10

2

Трансформатор тока

ТЛП-10-5

2

Трансформатор тока

ТШП-0,66

12

Трансформатор тока

ТШП М-0,66 У3

3

Трансформатор тока

ТЛК10

6

Трансформатор тока

ТОП-0,66

6

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

2

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35

2

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65

1

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-НТЗ-6

6

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.02М.03

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03

3

1

2

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М

12

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03.01

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.16

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М.16

4

УСВ

ЭКОМ-3000

1

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Методика поверки

МП 57760-14 с изменением №1

1

Формуляр

77148049.422222.081 ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 57760-14 с изменением №1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ключевский завод ферросплавов». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 03.09.2018 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. Транс

форматоры напряжения. Методика поверки»;

- по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных

трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;

- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;

- по МИ 3598-2018 «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»

- счетчик СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03.01 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.10.2004 г.;

- счетчик СЭТ-4ТМ.03М.01 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;

- счетчик СЭТ-4ТМ.02М.03 - в соответствии с документом «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утверждённым руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;

- счетчик ПСЧ-4ТМ.05М, ПСЧ-4ТМ.05М.16 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;

- счётчик ПСЧ-4ТМ.05МК.16 - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счётчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» утверждённым ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.04.2016 г.

- УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с документом «ГСИ. Комплекс программнотехнический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. МП 26-262-99», утвержденным УНИИМ в декабре 1999 г.;

- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис

темы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;

-     термогигрометр CENTER (мод. 315): 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 %, Рег. № 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) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

Приведен в методике измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ключевский завод ферросплавов», свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00225/206-116-14 от 29.05.2014 г.

Нормативные документы

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

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

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

Развернуть полное описание