Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГО» (Регионы 1 очередь) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни: первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ООО «РУСЭНЕРГО» (сервер АИИС КУЭ), устройство синхронизации времени УСВ-1 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28716-05 (Рег. № 28716-05), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства приема-передачи данных.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной, реактивной электроэнергии и времени; периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) во всех ИК;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИК, а также сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
хранение результатов измерений по заданным критериям (первичной, рассчитанной и замещенной информации и т.д.) и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
прием и обработка данных от смежных АИИС КУЭ (30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии по точкам измерений и данных о состоянии соответствующих средств измерений);
ввод в ручном режиме показаний и (или) профилей мощности с интервалом интегрирования 30 мин от приборов учета электроэнергии, не включенных в АИИС КУЭ;
формирование интегральных актов электроэнергии и актов учета перетоков электроэнергии;
формирование и передача результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в виде макетов 80020, 80030, 80040, 51070, а также в иных форматах в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», смежным и прочим заинтересованным организациям;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Величины первичных токов и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электроэнергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Сервер АИИС КУЭ ООО «РУСЭНЕРГО»:
не реже одного раза в сутки автоматически опрашивает счетчики электроэнергии с использованием GSM модема на уровне ИВК, GSM коммуникаторов на уровне ИИК или GSM модемов, встроенных в счетчики, считывает со счетчиков 30-минутные профили мощности и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет вычисление значений электроэнергии с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, записывает полученные данные в базу данных;
осуществляет импорт данных из макетов 80020, 80030 с использованием канала связи Internet от АИИС КУЭ утвержденных типов третьих лиц и записывает 30-минутный профиль мощности и журналы событий в базу данных АИИС КУЭ;
обеспечивает ввод в ручном режиме показаний и (или) профилей мощности с интервалом интегрирования 30 мин от приборов учета электроэнергии, не включенных в АИИС КУЭ;
осуществляет обработку результатов измерений;
обеспечивает хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных;
передает результаты измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным организациям в виде макетов 80020, 80040, 51070 с использованием канала связи Internet и электронной подписи.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы счетчиков, сервера АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используется УСВ-1 со встроенным GPS приемником.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-1.
Сравнение показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ, происходит не реже одного раза в сутки. Синхронизация времени часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Север ИВК АИИС КУЭ ООО «КЭС» |
| Наименование ПО | ПО «Пирамида 2000» |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
| Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| 1 | Наименование | Состав ИК АИИС КУЭ |
| ИК | ТТ | ТН | Счетчик | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110/6 кВ МСЗ, ЗРУ-6 кВ, Секция 4, яч.3 | ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 2363-68 | НОМ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 159-49 | ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 | |
| 2 | ПС 110/6 кВ МСЗ, ЗРУ-6 кВ, Секция 1, яч.41 | ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 | |
| 3 | ПС 110/6 кВ МСЗ, ЗРУ-6 кВ, Секция 1, яч.42 | ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 | |
| 4 | ПС 110/6 кВ МСЗ, ЗРУ-6 кВ, Секция 1, яч.43 | ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 100/5 Рег. № 7069-79 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 | Сервер HP ProLiant DL360 G5 УСВ-1 Рег. № 28716-05 |
| 5 | ПС 110/6 кВ МСЗ, ЗРУ-6 кВ, Секция 1, яч.45 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 |
| 6 | ПС 110/6 кВ МСЗ, ГРУ-6 кВ, Секция 1, яч.3 | ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 |
| 7 | ПС 110/6 кВ МСЗ, ГРУ-6 кВ, Секция 2, яч.17 | ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 | |
| 8 | ПС 110/6 кВ МСЗ, ГРУ-6 кВ, Секция 5, яч.22 | ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 | |
| 9 | ПС 110/6 кВ МСЗ, ГРУ-6 кВ, Секция 3,4, яч.34 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 10 | ПС 110/6 кВ МСЗ, ГРУ-6 кВ, Секция 2, яч.31 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 100/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 | Сервер HP ProLiant DL360 G5 УСВ-1 Рег. № 28716-05 |
| 11 | ПС 110/6 кВ МСЗ, РУ-4 6 кВ, 2 СШ, яч.18 | ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 |
| 12 | ПС 110/6 кВ МСЗ, РУ-4 6 кВ, 1 СШ, яч.19 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 100/5 Рег. №1276-59 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. №2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 |
| 13 | ПС 110/6 кВ МСЗ, РУ-4 6 кВ, 2 СШ, яч.20 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 |
| 14 | ПС 110/6 кВ МСЗ, РУ-4 6 кВ, 1 СШ, яч.21 | ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 |
| 15 | ПС 110/6 кВ МСЗ, РУ-1-2 6 кВ, 2 СШ, яч.14 | ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05МД.09 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 |
| 16 | КТП-23 6/0,4 кВ, ШУ 0,4 кВ, КЛ-1 0,4 кВ на насосную станцию | ТТИ-40 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 28139-12 | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.11 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 |
| 17 | КТП-23 6/0,4 кВ, ШУ 0,4 кВ, КЛ-2 0,4 кВ на насосную станцию | ТТИ-40 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 28139-12 | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.11 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 |
| 18 | КТП-24 6/0,4 кВ, ШУ 0,4 кВ, ВЛ-1 0,4 кВ ООО "Оптовик" | ТТИ-40 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 28139-12 | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.11 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 |
| 19 | КТП-24 6/0,4 кВ, ШУ 0,4 кВ, ВЛ-2 0,4 кВ ООО " Оптовик" | ТТИ-40 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 28139-12 | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.11 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 |
| 20 | КТП-19 6/0,4 кВ, ШУ 0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ ООО "Перспектива" | ТТИ-40 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 28139-12 | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.11 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 21 | КТП-19 6/0,4 кВ, Ввод 1 ШУ 0,4 кВ ООО "Оптовик" | ТТИ-40 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № №28139-12 | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.11 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 | Сервер HP ProLiant DL360 G5 УСВ-1 Рег. № 28716-05 |
| 22 | КТП-19 6/0,4 кВ, Ввод 2 ШУ 0,4 кВ ООО "Оптовик" | ТТИ-40 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 28139-12 | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.11 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 |
| 23 | КТП-25 6/0,4 кВ, ф.13 0,4 кВ | ТТИ-40 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 28139-12 | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.11 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 |
| 24 | ТП-3 6/0,4 кВ, ф.29 0,4 кВ | ТТИ-40 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 28139-12 | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.11 кл.т. 0,5S Рег. № 51593-12 |
| 25 | ПС 110/6 кВ МСЗ, ЗРУ-6 кВ, Секция 4, Ввод 1В 2Т | ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 800/5 Рег. № 1261-59 | НОМ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 159-49 | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 51593-12 |
| 26 | ПС 110/6 кВ МСЗ, ЗРУ-6 кВ, Секция 3, Ввод 2В 1Т | ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 1500/5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 51593-12 |
| 27 | ПС 110/6 кВ МСЗ, ЗРУ-6 кВ, Секция 2, Ввод 3В 2Т | ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 800/5 Рег. № 1261-59 | НОМ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 159-49 | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. №51593-12 |
| 28 | ПС 110/6 кВ МСЗ, ЗРУ-6 кВ, Секция 1, Ввод 4В 1Т | ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 1500/5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 51593-12 |
| 29 | ПС 110/6 кВ МСЗ, ЗРУ-6 кВ, Секция 3, ТСН-1 | ТПЛ-10-М кл.т. 0,5 кт.т. 15/5 Рег. № 47958-11 | НТМИ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 51593-12 |
| 30 | ПС 110/6 кВ МСЗ, ЗРУ-6 кВ, Секция 4, ТСН-2 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 50/5 Рег. №1276-59 | НОМ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 159-49 | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 51593-12 |
| 31 | ПС 110/35/10 кВ №58 Клен, КРУН-10 кВ, I с.ш., яч.7 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 100/5 Рег. № 1276-59 | НАМИ-10 кл.т. 0,2 кт.н. 10000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 32 | ПС 110/35/10 кВ №58 Клен, КРУН-10 кВ, II с.ш., яч.2 | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 100/5 Рег. № 1276-59 | НАМИ-10 кл.т. 0,2 кт.н. 10000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 33 | ПС 110/35/6 кВ №17 Щеглов-ская, РУ-6 кВ, I с.ш., яч.7 | ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 1000/5 Рег. № 1261-59 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | Сервер HP ProLiant DL360 G5 УСВ-1 Рег. № 28716-05 |
| 34 | ПС 110/35/6 кВ №17 Щеглов-ская, РУ-6 кВ, II с.ш., яч.15 | ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 1000/5 Рег. № 1261-59 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 35 | ТП1 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.1 | ТПФМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 50/5 Рег. № 814-53 | НТМК-6-48 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 323-49 | Меркурий 234 ARTM-00 PB.G кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
| 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 таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСВ-1 на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), % |
| I1(2)£ I изм< I 5 % | I '-Л % 1Л 1 и з 2 Л 1 2 о % ©х | I 20 %£ I изм< I 100 % | I100 %£ I изм£ I 120 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 15, 25 - 30, 33 - 35 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 S | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±2,0 | ±1,8 |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,3 | ±2,0 |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,2 | ±2,6 |
| 16 - 24 ТТ - 0,5; Счетчик - 0,5 S | 1,0 | - | ±2,1 | ±1,5 | ±1,4 |
| 0,9 | - | ±2,5 | ±1,7 | ±1,5 |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±1,9 | ±1,6 |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,1 | ±1,7 |
| 0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,2 |
| 31, 32 ТТ - 0,5; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5 S | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,7 |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,3 | ±2,0 |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,2 | ±2,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Номер ИК | sin9 | Пределы допус измерении реак применения АИИ | каемой относительной погрешности ИК при ;тивной электроэнергии в рабочих условиях [С КУЭ (5), % |
| 1 2 £ 1Л 1 и з 2 Л I 5 % ©х | I '-Л % 1Л 1 и з 2 Л 1 2 О % ©х | I 20 %£ I изм< I 100 % | I100 %£ I изм£ I 120 % |
| 25 - 30, 35 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 1,0 ГОСТ Р 52425-2005 | 0,44 | - | ±7,2 | ±4,7 | ±4,1 |
| 0,6 | - | ±5,5 | ±3,9 | ±3,6 |
| 0,71 | - | ±4,7 | ±3,6 | ±3,4 |
| 0,87 | - | ±4,0 | ±3,3 | ±3,1 |
| 33, 34 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 1,0 ГОСТ 26035-83 | 0,44 | - | ±7,2 | ±4,5 | ±3,2 |
| 0,6 | - | ±5,3 | ±3,1 | ±2,6 |
| 0,71 | - | ±4,4 | ±2,7 | ±2,4 |
| 0,87 | - | ±3,6 | ±2,4 | ±2,2 |
| 31, 32 ТТ - 0,5; ТН - 0,2; Счетчик - 1,0 ГОСТ 26035-83 | 0,44 | - | ±7,1 | ±4,3 | ±2,9 |
| 0,6 | - | ±5,2 | ±3,0 | ±2,4 |
| 0,71 | - | ±4,3 | ±2,6 | ±2,3 |
| 0,87 | - | ±3,5 | ±2,3 | ±2,1 |
| Пределы абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия применения: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от ^ом частота, Гц коэффициент мощности cos j температура окружающей среды, °С относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +15 до +25 от 30 до 80 |
| Рабочие условия применения: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от !ном коэффициент мощности частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды для счетчиков, УСВ-1, °С относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,6 до 50,4 от -40 до +50 от +5 до +35 от 75 до 98 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики ПСЧ-4ТМ.05МД: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики Меркурий 234: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ-1: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
| менее | 113,7 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Счетчики Меркурий 234: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее | 170 |
| Сервер: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков фиксируются факты:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки.
Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках электроэнергии;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.
| Наименование | Обозначение | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 12 шт. |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 16 шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 2 шт. |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 16 шт. |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 2 шт. |
| Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 2 шт. |
| Трансформатор тока | ТТИ-40 | 27 шт. |
| Трансформатор тока | ТПФМ-10 | 2 шт. |
| Трансформатор напряжения | НОМ-6 | 4 шт. |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 2 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 2 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 2 шт. |
| Трансформатор напряжения | НТМК-6-48 | 1 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МД.09 | 15 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МД.11 | 9 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 | 6 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03.01 | 4 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | Меркурий 234 ARTM-00 PB.G | 1 шт. |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-1 | 1 шт. |
| GSM-коммуникатор | С-1.02 | 11 шт. |
| GSM-модем | iRZ MC52iT | 1 шт. |
| Сервер | HP ProLiant DL360 G5 | 1 шт. |
| ИБП | UPS 1000VA Smart APC | 1 шт. |
| Методика поверки | РТ-МП-5753-500-2019 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | ЭНСЕ.095367.003 ПФ | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-5753-500-2019 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «РУСЭНЕРГО» (Регионы 1 очередь). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 22.02.2019 г.
Основные средства поверки: трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003; трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МД - по методике поверки ИЛГШ.411152.177 РЭ1 согласованной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
счетчиков Меркурий 234 - по методике поверки АВЛГ.411152.033 РЭ1 согласованной с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 01.09.2011 г.;
УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;
прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии «Энергомонитор» 3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 39952-08;
прибор комбинированный Testo 622 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53505-13;
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГО» (Регионы 1 очередь)». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 003/2019-01.00324-2011 от 24.01.2019 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
74615-19: Методика поверкиСкачать4.7 Мб