Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГО" (Регионы 2 очередь)

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГО» (Регионы 2 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-модемов и GSM-коммуникаторов или GSM-модемов на уровне ИИК, 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, 80030, 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.

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Сервер АИИС КУЭ ООО «РУСЭНЕРГО»

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)

d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac

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)

c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48

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

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 Восточная, РУ-6 кВ, 1с-6 кВ, яч.35, КЛ-6 кВ

ТОЛ-СЭЩ кл.т. 0,5 кт.т. 150/5 Рег. № 51623-12

НАМИТ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 16687-02

A1805RLXQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

2

ТП-963 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш., КЛ-6 кВ ТП-594, КЛ-6 кВ ТП-529

ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 6009-77

НАМИ-10-95 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

3

ПС 110/6 кВ Городская, РУ-6 кВ, II с.ш., яч. Л-15, КЛ-6 кВ

ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 Рег. № 25433-11

НАМИТ-10-2 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 16687-13

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

4

ПС 110/6 кВ Городская, РУ-6 кВ, III с.ш., яч. Л-31, КЛ-6 кВ

ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 2363-68

НАМИТ-10-2 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 16687-13

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

Сервер HP ProLiant DL360 G5 УСВ-1 Рег. № 28716-05

5

ПС 110/6 кВ Заводская, РУ-6 кВ, I с.ш., яч. Л-151, КЛ-6 кВ

ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 800/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

6

ПС 110/6 кВ Заводская, РУ-6 кВ, III с.ш., яч. Л-133, КЛ-6 кВ

ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 800/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 831-53

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

7

ПС 110/6 кВ Заводская, РУ-6 кВ, III с.ш., яч. Л-134, КЛ-6 кВ

ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 800/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 831-53

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

8

ПС 110/6 кВ Заводская, РУ-6 кВ, II с.ш., яч. Л-163, КЛ-6 кВ

ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 800/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

9

ПС 110/6 кВ Заводская, РУ-6 кВ, II с.ш., яч. Л-164, КЛ-6 кВ

ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 800/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

1

2

3

4

5

6

10

ПС 110/6 кВ Заводская, РУ-6 кВ, II с.ш., яч. Л-166, КЛ-6 кВ

ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 800/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 2611-70

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

11

ПС 110/6 кВ Заводская, РУ-6 кВ, IV с. ш., яч. Л-143, КЛ-6 кВ

ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 800/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 831-53

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

12

ПС 110/6 кВ Заводская, РУ-6 кВ, IV с. ш., яч. Л-144, КЛ-6 кВ

ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 831-53

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

13

РП-16 6 кВ, I с.ш., яч. 9, КЛ-6 кВ

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 150/5 Рег. № 1276-59 ТПЛ-СВЭЛ-10-2 кл.т. 0,5 кт.т. 150/5 Рег. № 70109-17

НТМК-6-71 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 323-49

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

Сервер HP ProLiant DL360 G5 УСВ-1 Рег. № 28716-05

14

РП-1 6 кВ АО "НПО "Квант", 1 СШ 6 кВ, яч.5, КЛ-6 кВ Л9

ТОЛ-10-[-2

кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 15128-07

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 831-69

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

15

РП-1 6 кВ АО "НПО "Квант", 2 СШ 6 кВ, яч.8, КЛ-6 кВ Л26

ТОЛ-Ш-М кл.т. 0,5S кт.т. 600/5 Рег. № 15128-07

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 831-69

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

16

РП-1 6 кВ АО "НПО "Квант", 2 СШ 6 кВ, яч.18, КЛ-6 кВ ООО "Гарант ЛТД"

ТПЛ-10-М кл.т. 0,5S кт.т. 150/5 Рег. № 47958-16

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 831-69

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

17

ШУ-0,4 кВ СНКО

"Региональный Фонд", Ввод 0,4 кВ, ВЛ-0,4 кВ

Т-0,66 У3 кл.т. 0,5S кт.т. 150/5 Рег. № 71031-18

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-18

18

ШУ-0,4 кВ ИП Исупов А.Ю., Ввод 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ

Т-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 52667-13

Меркурий 234 ARTM-03 PB.G кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

19

ТП-7 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч.16, КЛ-0,4 кВ ИП Исупов А.Ю.

Т-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 300/5 Рег. № 52667-13

Меркурий 234 ARTM-03 PB.G кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

1

2

3

4

5

6

20

РП-1 10 кВ АО "Алмаз", РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.18, КЛ-10 кВ к ТП-2А 10/0,4 кВ

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 100/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69

ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12

Сервер HP ProLiant DL360 G5 УСВ-1 Рег. № 28716-05

21

РП-1 10 кВ АО "Алмаз", РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.16, КЛ-10 кВ к ТП-6 10/0,4 кВ

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 100/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69

ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12

22

РП-1 10 кВ АО "Алмаз", РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.12, КЛ-10 кВ к ТП-5 10/0,4 кВ

ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 100/5 Рег. № 2363-68

НТМИ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69

ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12

23

РП-1 10 кВ АО "Алмаз", РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.1, КЛ-10 кВ к РП-2 10 кВ

ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 2363-68

НТМИ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69

ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12

24

РП-1 10 кВ АО "Алмаз", РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.4, КЛ-10 кВ к ТП-2 10/0,4 кВ

ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 100/5 Рег. № 2363-68

НТМИ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69

ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12

25

РП-1 10 кВ АО "Алмаз", РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.6, КЛ-10 кВ к ТП-5 10/0,4 кВ

ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 100/5 Рег. № 2363-68

НТМИ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69

ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12

26

РП-1 10 кВ АО "Алмаз", РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.14, КЛ 10 кВ

ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 2363-68

НТМИ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69

ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12

27

РП-1 10 кВ АО "Алмаз", РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.2, КЛ 10 кВ

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 400/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 831-69

ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12

28

ВЛ-10 кВ Я-2, оп. №222, ПКУ-10 кВ

ТОЛ-СЭЩ-10-21 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 32139-06

ЗНОЛ-СЭЩ-10-1-

0,5 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 35956-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

29

ТП-Я9-599 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ

Т-0,66 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 52667-13

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

1

2

3

4

5

6

30

ТП-794 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.11, КЛ-6 кВ Ф-206

ТОЛ 10 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 7069-79

НАМИТ-10-2 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

Сервер HP ProLiant DL360 G5 УСВ-1 Рег. № 28716-05

31

ТП-794 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.9, КЛ-6 кВ Ф-412

ТОЛ 10-1 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 15128-03

НАМИТ-10-2 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

32

ТП-794 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.4, КЛ-6 кВ Ф-114

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 1276-59 ТПЛ-10-М кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 22192-07

НАМИ-10-95 кл.т. 0,5 кт.н. 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

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

%

IA

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, 2, 4 - 13, 20 - 28, 30 - 32 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5S

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

3, 14 - 16 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5S

1,0

±2,4

±1,6

±1,5

±1,5

0,9

±2,8

±1,8

±1,6

±1,6

0,8

±3,2

±2,1

±1,8

±1,8

0,7

±3,8

±2,4

±2,0

±2,0

0,5

±5,6

±3,3

±2,6

±2,6

17 - 19 ТТ - 0,5S; Счетчик - 0,5S

1,0

±2,3

±1,5

±1,4

±1,4

0,9

±2,7

±1,7

±1,5

±1,5

0,8

±3,2

±1,9

±1,6

±1,6

0,7

±3,7

±2,2

±1,7

±1,7

0,5

±5,5

±3,1

±2,2

±2,2

1

2

3

4

5

6

29 ТТ - 0,5; Счетчик - 0,5S

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

Номер ИК

sin9

Пределы допу измерении реа применения АИ

скаемой относительной погрешности ИК при ктивной электроэнергии в рабочих условиях ИС КУЭ (5), %

I

Ю

£

IA

1

и

з

2

Л

I

'-Л

%

©х

I

'-Л

%

IA

1

и

з

2

Л

1

2 О

%

©х

I 20 %£ I изм< I 100 %

I100 %£ I изм£ I 120 %

1, 2, 4 - 13, 20 - 28, 30 - 32 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 1,0

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

3, 14 - 16 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 1,0

0,44

±6,6

±4,9

±4,1

±4,1

0,6

±5,1

±4,1

±3,6

±3,6

0,71

±4,4

±3,8

±3,4

±3,4

0,87

±3,9

±3,5

±3,1

±3,1

17 - 19 ТТ - 0,5S; Счетчик - 1,0

0,44

±6,4

±4,7

±3,9

±3,9

0,6

±5,0

±4,0

±3,4

±3,4

0,71

±4,4

±3,7

±3,2

±3,2

0,87

±3,8

±3,4

±3,1

±3,1

29 ТТ - 0,5; Счетчик - 1,0

0,44

-

±7,1

±4,5

±3,9

0,6

-

±5,4

±3,8

±3,4

0,71

-

±4,6

±3,5

±3,2

0,87

-

±4,0

±3,2

±3,1

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 ^

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 для ИК №№ 3, 14 - 19;

ток, % от !ном для ИК №№ 1, 2, 4 - 13, 20 - 32;

коэффициент мощности

от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 120

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

1

2

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -40 до +50

температура окружающей среды для счетчиков, УСВ-1, °С

от +5 до +35

относительная влажность воздуха при +25 °С, %

от 75 до 98

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики Альфа А1800:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-17):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Счетчики ПСЧ-4ТМ.05МД:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Счетчики Меркурий 230:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

150000

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, ПСЧ-4ТМ.05МД, ПСЧ-4ТМ.05МК:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не

менее

113,7

при отключении питания, лет, не менее

10

Счетчики Меркурий 234, 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.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

ТОЛ-СЭЩ

2 шт.

ТОЛ-10

2 шт.

ТЛО-10

2 шт.

ТПЛМ-10

12 шт.

ТПОЛ-10

16 шт.

ТПЛ-10

8 шт.

Трансформатор тока

ТПЛ-СВЭЛ-10-2

1 шт.

ТОЛ-10-[-2

6 шт.

Т-0,66

12 шт.

ТОЛ-СЭЩ-10-21

3 шт.

ТОЛ 10

2 шт.

ТОЛ 10-1

2 шт.

ТПЛ-10-М

1 шт.

НАМИТ-10

1 шт.

НАМИ-10-95

2 шт.

НАМИТ-10-2

3 шт.

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

5 шт.

НТМИ-6

2 шт.

НТМК-6-71

1 шт.

НТМИ-10

2 шт.

ЗНОЛ-СЭЩ-10-1-0,5

3 шт.

A1805RLXQ-P4GB-DW-4

1 шт.

СЭТ-4ТМ.03М.01

4 шт.

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN

14 шт.

Счетчики электрической энергии

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

1 шт.

многофункциональные

Меркурий 234 ARTM-03 PB.G

2 шт.

ПСЧ-4ТМ.05МД.01

8 шт.

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

1 шт.

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

1 шт.

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

1 шт.

Сервер

HP ProLiant DL360 G5

1 шт.

Методика поверки

РТ-МП-6564-500-2019

1 экз.

Паспорт-формуляр

ЭНСЕ.095367.004 ПФ

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-6564-500-2019 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГО» (Регионы 2 очередь). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 25.11.2019 г.

Основные средства поверки: трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003; трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

счетчиков Альфа А1800 - по методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;

счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;

счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-17) - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2017 г.;

счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МД - по методике поверки ИЛГШ.411152.177 РЭ1 согласованной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;

счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по методике поверки ИЛГШ.411152.167 РЭ1 согласованной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2016 г.;

счетчиков Меркурий 230 (Рег. № 23345-07) - по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1 согласованной с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

счетчиков Меркурий 230 (Рег. № 23345-18) - по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1 утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2018 г.;

счетчиков Меркурий 234 - по методике поверки АВЛГ.411152.033 РЭ1 согласованной с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 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.

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 2 очередь)», аттестована ООО «МЦМО», регистрационный номер 01.00324-2011 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.

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

Развернуть полное описание