Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени УСВ-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41681-10), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS-485 поступает на входы GSM-коммуникаторов и далее по основному каналу связи сети Internet передается на сервер. При отказе основного канала передача данных от GSM-коммуникаторов выполняется по резервному каналу связи стандарта GSM/GPRS.
На сервере осуществляется обработка полученных данных, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» Нижегородское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-2, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/ОРБ-приемника.
Сравнение часов сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера и УСВ-2 на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи (1 раз в сутки). Корректировка часов счетчиков производится автоматически при расхождении с часами сервера на величину более ±2 с.
Передача информации от счетчика до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2000» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | CalcCli- ents.dll | CalcLeak- age.dll | Cal- cLosses.d ll | Metrol- ogy.dll | Parse- Bin.dll | Par- seIEC.dll | ParseMod bus.dll | ParsePi- ramida.dll | Synchro NSI.dll | Verify- Time.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0 b1b21906 5d63da94 9114dae4 | b1959ff70 be1eb17c 83f7b0f6d 4a132f | d79874d1 0fc2b156 a0fdc27e 1ca480ac | 52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 | 6f557f885 b7372613 28cd7780 5bd1ba7 | 48e73a92 83d1e664 94521f63 d00b0d9f | c391d642 71acf405 5bb2a4d3 fe1f8f48 | ecf532935 ca1a3fd32 15049af1f d979f | 530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 | 1ea5429b 261fb0e2 884f5b35 6a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | Чебоксарская ТЭЦ-2, ЗРУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч. 316 | ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 15128-07 Фазы: А, С | НАМИ-10-95УХЛ2* Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | HP ProLiant ML 110 G9 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 3.0 5.0 |
| 2 | Чебоксарская ТЭЦ-2, ЗРУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч. 404 | ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 15128-07 Фазы: А, С | НАМИ-10-95УХЛ2** Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №27524-04 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 3.0 5.0 |
| 3 | ПС 110 кВ «Алатыр-ская», ЗРУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч. 8 | ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 7069-07 Фазы: А, С | НОМ-6* Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 159-49 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №27524-04 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | | ТОЛ-10 | НОМ-6** | | | | | |
| | ПС 110 кВ «Алатыр- | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | Активная | 1,1 | 3,0 |
| 4 | ская», ЗРУ-6 кВ, I с.ш. | 300/5 | 6000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | 6 кВ, яч. 33 | Рег. № 7069-07 Фазы: А, С | Рег. № 159-49 Фазы: А, В, С | Рег. № 36697-12 | | Реактивная | 2,3 | 4,7 |
| | | ТОЛ-10 | НОМ-6** | | | | | |
| | ПС 110 кВ «Алатыр- | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| 5 | ская», ЗРУ-6 кВ, I с.ш. | 300/5 | 6000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | |
| | 6 кВ, яч. 41 | Рег. № 7069-07 Фазы: А, С | Рег. № 159-49 Фазы: А, В, С | Рег. №27524-04 | | Реактивная | 2,5 | 5,2 |
| | | ТОЛ-10 | НОМ-6* | | | | | |
| | ПС 110 кВ «Алатыр- | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | Активная | 1,1 | 3,0 |
| 6 | ская», ЗРУ-6 кВ, | 300/5 | 6000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | II с.ш. 6 кВ, яч. 42 | Рег. № 7069-07 Фазы: А, С | Рег. № 159-49 Фазы: А, В, С | Рег. № 36697-12 | HP ProLiant ML | Реактивная | 2,3 | 4,7 |
| | | ТПЛ-СЭЩ-10 | НАЛИ-СЭЩ-6 | | 110 G9 | | | |
| | ПС 6 кВ «ГРУ», I с.ш. 6 кВ, яч. 1 | Кл.т. 0,5S | Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| 7 | 150/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | Рег. № 38202-08 Фазы: А, С | Рег. № 38394-08 Фазы: АВС | Рег. № 27779-04 | | Реактивная | 2,5 | 6,4 |
| | | ТПЛ-СЭЩ-10 | НАЛИ-СЭЩ-6* | | | | | |
| | ПС 6 кВ «ГРУ», II с.ш. 6 кВ, яч. 14 | Кл.т. 0,5S | Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| 8 | 150/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | Рег. № 38202-08 Фазы: А, С | Рег. № 38394-08 Фазы: АВС | Рег. № 27779-04 | | Реактивная | 2,5 | 6,4 |
| 9 | ПС 6 кВ «ГРУ», II с.ш. 6 кВ, яч. 23 | ТПЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 150/5 | НАЛИ-СЭЩ-6* Кл.т. 0,5 6000/100 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| | Рег. № 38202-08 | Рег. № 38394-08 | | Реактивная | 2,5 | 5,6 |
| | | Фазы: А, С | Фазы: АВС | | | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 | НАМИ-10- | | | | | |
| 10 | Чебоксарская ТЭЦ-2, ЗРУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, | 95УХЛ2* Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 | | Активная | 1,1 | 3,0 |
| | яч. 319 | Рег. № 1261-59 Фазы: А, С | Рег. № 27524-04 | | Реактивная | 2,3 | 4,6 |
| | | Фазы: АВС | | | | | |
| | | ТПОЛ-10 | НАМИ-10-95УХЛ2** Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 | | | | | |
| 11 | Чебоксарская ТЭЦ-2, ЗРУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, | Кл.т. 0,5 600/5 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 | | Активная | 1,1 | 3,0 |
| | яч. 418 | Рег. № 1261-59 Фазы: А, С | Рег. № 27524-04 | | Реактивная | 2,3 | 4,6 |
| | | Фазы: АВС | | | | | |
| 12 | РП 6 кВ «Чебоксарский элеватор», РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 1А | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 150/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А, С | НТМИ-6-66* Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. №36697-12 | HP ProLiant ML 110 G9 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| 13 | РП 6 кВ «Чебоксарский элеватор», РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 20 | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 150/5 | ЗНОЛ.06-6* Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| | Рег. № 25433-11 Фазы: А, С | Рег. № 3344-08 Фазы: А, В, С | | Реактивная | 2,5 | 5,6 |
| 14 | РП 6 кВ «Чебоксарский элеватор», РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 2 | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 200/5 | НТМИ-6-66* Кл.т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| | Рег. № 25433-11 Фазы: А, С | Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | Рег. № 27524-04 | | Реактивная | 2,5 | 6,4 |
| 15 | РП 6 кВ «Чебоксарский элеватор», РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 17 | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 200/5 | ЗНОЛ.06-6* Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 | HP ProLiant ML 110 G9 | Активная | 1,3 | 3,3 |
| | Рег. № 25433-11 Фазы: А, С | Рег. № 3344-08 Фазы: А, В, С | Рег. № 27524-04 | Реактивная | 2,5 | 6,4 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 16 | РП 6 кВ «Чебоксарский элеватор», РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 19 | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 50/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А, С | ЗНОЛ.06-6* Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| 17 | ТП-3 6 кВ «Чебоксарский элеватор», РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, ф. 8 | ТТИ-А Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А, В, С | - | ПСЧ-4ТМ.05.17 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27779-04 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,1 |
| 18 | ТП-3 6 кВ «Чебоксарский элеватор», РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, ф. 9, ЩР-2 0,4 кВ | ТТИ-А Кл.т. 0,5 200/5 Рег.№ 28139-12 Фазы: А, В, С | - | ПСЧ-4ТМ.05.17 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27779-04 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,1 |
| 19 | ТП-3 6 кВ «Чебоксарский элеватор», РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, ф. 10, ЩР-4 0,4 кВ | ТТИ-А Кл.т. 0,5 100/5 Рег.№ 28139-12 Фазы: А, В, С | - | ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,5 |
| 20 | ТП-3 6 кВ «Чебоксарский элеватор», РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, ф. 11, ЩР-3 0,4 кВ | ТТИ-А Кл.т. 0,5 150/5 Рег.№ 28139-12 Фазы: А, В, С | - | ПСЧ-4ТМ.05М.10 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,5 |
| 21 | РП 6 кВ «Чебоксарский элеватор», РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 1 | ТПК-10 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 22944-13 Фазы: А, С | НТМИ-6-66* Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04 | HP ProLiant ML 110 G9 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3.3 6.4 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 22 | РП 6 кВ «Чебоксарский элеватор», РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 18 | ТПК-10 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 22944-13 Фазы: А, С | ЗНОЛ.06-6* Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04 | | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3.3 6.4 |
| Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с. | | | | | | |
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут.
3 Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 1, 2, 7-9, 12-16, 21, 22 указана для тока 2 % от !ном, для остальных ИК - для тока
5 % от ^ cosj = 0,8инд.
4 ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005, но ввиду отсутствия в ГОСТ Р 52425-2005 класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии счетчиков класса точности 0,5 устанавливаются равными пределам соответствующих погрешностей счетчиков активной энергии класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005.
5 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 таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ-2 на аналогичное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
6 *, ** Указанные трансформаторы входят в состав нескольких измерительных каналов.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 22 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от №ом | |
| ток, % от !ном | от 95 до 105 |
| для ИК №№ 1, 2, 7-9, 12-16, 21, 22 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности cos9 | 0,9 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| напряжение, % от №ом | от 90 до 110 |
| ток, % от !ном | |
| для ИК №№ 1, 2, 7-9, 12-16, 21, 22 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности cos9 | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от +5 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +15 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков СЭТ-4ТМ.03, ПСЧ-4ТМ.05: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСВ-2: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 57 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии; сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
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 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 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10-I | 4 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10 | 8 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-СЭЩ-10 | 6 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 10 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-А | 12 |
| Трансформаторы тока | ТПК-10 | 4 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные | НАМИ-10-95УХЛ2 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НОМ-6 | 6 |
| Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы | НАЛИ-СЭЩ-6 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ.06-6 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 10 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 5 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05 | 4 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М | 3 |
| У стройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер | HP ProLiant ML 110 О9 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-048-2017 | 1 |
| Паспорт-формуляр | АКУП.411711.006.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-048-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 22.12.2017 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (OPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
70283-18: Методика поверки МП ЭПР-048-2017Скачать6.9 Мб