Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ ЗАО «Алкоа СМЗ» (далее-АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной отдельными технологическими объектами за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в
утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень- измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измеритель-ные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-01, многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (ГР № 36697-12) класса точности (КТ) 0,2S/0,5, микропроцессорные счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М класса точности (КТ) 0,5S/1 (ГР №36355-07) , многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК.00 класса точности (КТ) 0,5S/1 (ГР №46634-11), счетчиков активной и реактивной электроэнергии ЦЭ 6850 класса точности (КТ) 0,5S/1 и 0,2S/0,5 (ГР № 20176-06) по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, указанных в таблице 2 (53 точки измерения). В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 .
2-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включающий в себя сервера (основной и резервный) типа HP Proliant ML150 G3 и HP Proliant ML350 G6 , программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», УСВ-1(ГР №28716-05) локально-вычислительную сеть, автоматизированные рабочие места (АРМ и мобильный АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии. Счетчики производят измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения и тока и рассчитывает полную мощность.
Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.
Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U^I . Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2 - Р2)0,5. Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений Р и Q на 30-минутных интервалах времени.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер осуществляет обработку результатов измерений, расчет активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН), хранение полученной информации и передача накопленных данных на сервер системы. Обеспечена возможность информационного взаимодействия с организациями-участниками оптового и розничного рынков электроэнергии.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-1, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) установленного на уровне ИВК и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Сравнение показаний часов сервера и УСВ-1 происходит 1 раз в час. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам от встроенного ГЛОНАСС/GPS-приёмника к шкале координированного времени UTC ±10 мкс. Синхронизация часов сервера и УСВ-1 осуществляется независимо от наличия расхождений. Сличение показаний часов счетчиков и сервера производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении с часами сервера на величину более чем на ±2 с.
Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с в сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000»
Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.
| Таблица 1- Идентификационные данные (признаки) | программного обеспечения |
| Идентификационные данные (признаки) | Значения |
| 1 | 2 |
| Наименование ПО | ПО «Пирамида 2000» |
| Наименование программного модуля | Метрологический модуль |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 20 |
| Цифровой идентификатор ПО | 9FA97BA8 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р.50.2.077-2014-высокий.
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Технические характеристики
Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК), представлен в таблице 2
Таблица 2- Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
| Номер измерительного канала | Наименование присоединения | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | УСВ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ГПП-1, Фидер 1-22 СГЭС | ТЛК-10 Ктт =1000 /5, КТ 0,5S | НАМИТ-10-2УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 | ЦЭ6850 КТ 0,2S/0,5 | УСВ-1 | Активная Реактивная |
| 2 | ГПП-1, Фидер 1-1 СГЭС | ТЛК-10 Ктт =1000 /5, КТ 0,5S | НАМИТ-10-2УХЛ2 Ктн=10000/100 КТ 0,5 | ЦЭ6850 КТ 0,2S/0,5 |
| 3 | ГПП-1, ввод 110кВ С-1-Т | ТФЗМ-110Б-1У1 Ктт = 300/5, КТ 0,5 | НКФ-110 Ктн 110000/\ 3/100/\3, КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 |
| 4 | ГПП-1, ввод 110 кВ С-2-Т | ТФЗМ-110Б-1У1 Ктт = 300/5, КТ 0,5 | НКФ-110 Ктн=110000/\3/100/\3, КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 |
| 5 | ГПП-1, ввод 110 кВ С-З-Т | ТФЗМ-110Б-1У1 Ктт = 300/5, КТ 0,5; | НКФ-110 Ктн=110000/\3/100/\3, КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 6 | Г ПП1-2, фидер 10 кВ Ф-П-7 СГЭС | ТЛК-10 Ктт =600/5, КТ 0,5S | НАМИТ-10-2УХЛ2 Ктн=10000/100, КТ 0,5, | ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 | УСВ-1 | Активная Реактивная |
| 7 | Г ПП1-2, фидер 10 кВ Ф-П-7 ТТУ | ТЛК-10 Ктт =300/5, КТ 0,5 S | НАМИТ-10-2УХЛ2 Ктн=10000/100, КТ 0,5, | ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 |
| 8 | Г ПИ-2, ввод 110кВ С-1-Т | ТФЗМ-110Б-1У1 Ктт =300/5, КТ 0,5 | НКФ-110 Ктн 110000/\3/100/\3 КТ 0,5, | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 |
| 9 | Г ПП-2, ввод 110 кВ С-2-Т | ТФЗМ-110Б-1У1 Ктт =300/5, КТ 0,5 | НКФ-110 Ктн=110000/\3/100/\3 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 |
| 10 | ГПП-2, ввод 110кВ С-3-Т | ТФЗМ-110Б1У1 Ктт =300/5, КТ 0,5 | НАМИТ-10-2УХЛ2 Ктн=10000/100, КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 |
| 11 | ПС-8Е, яч.23 фидер 10 кВ Ф-209 | ТПК-10 Ктт =600/5, КТ 0,5S | НАМИТ-10-2УХЛ2 Ктн=10000/100, КТ 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 |
| 12 | ПС-8Е, яч.33 фидер 10 кВ Ф-128 | ТПК-10 Ктт =600/5, КТ 0,5S | НАМИТ-10-2УХЛ2 Ктн=10000/100, КТ 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 |
| 13 | ПС-12, яч.10 фидер 10 кВ Ф-224 | ТПК-10 Ктт =600/5, КТ 0,5S | НАМИТ-10-2УХЛ2 Ктн=10000/100, КТ 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 |
| 14 | ПС-15, яч.9 фидер 10 кВ Ф-101 | ТПК-10 Ктт =600/5, КТ 0,5S | НАМИТ-10-2УХЛ2 Ктн=10000/100, КТ 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 |
| 15 | ПС-30, панель 1, фидер 0,4 кВ МП "ТТУ" Узловая станция | Т-0,66 М Ктт = 50 /5 , КТ 0,5S | - | ЦЭ6850М КТ 0,2S/0,5 |
| 16 | ПС-30, панель 2, S7, фидер 0,4 кВ ОАО "Самара-трансавто" | Т-0,66 Ктт = 200 /5 , КТ 0,5S | - | ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 |
| 17 | ПС-30, панель 6, S12, фидер 0,4 кВ ОАО "Самара-трансавто" | Т-0,66 Ктт =200/5 , КТ 0,5S | - | ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 |
| 18 | ПС-30, панель 6, S9, фидер 0,4 кВ, ОАО "Самара-трансавто" | Т-0,66 Ктт =200/5 , КТ 0,5S | - | ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 19 | ПС-30, панель 7, S15, фидер 0,4 кВ, ИП "Мартынова" | Т-0,66 Ктт =200/5 , КТ 0,5S | - | ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 | УСВ-1 | Активная Реактивная |
| 20 | ПС-30, панель 6, S11, фидер 0,4 кВ, Самарская таможня | Т-0,66 Ктт =200/5 , КТ 0,5S | - | ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 |
| 21 | ПС-30, панель 2, S8, фидер 0,4 кВ, Самарская таможня | Т-0,66 Ктт =200/5 , КТ 0,5S | - | ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 |
| 22 | ПС-30, панель 7, S14, фидер 0,4 кВ ООО "ТЕКС" | Т-0,66 Ктт =300/5 , КТ 0,5S | - | ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 |
| 24 | ПС-31, РУ-0,4 кВ фидер ГК «Металлург-31» | Т -0,66 Ктт =100/5 , КТ 0,5S | - | ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 |
| 25 | ПС-31, РУ-0,4 кВ ввод Т-1 ООО «СаТКо» | ТШ -0,66 Ктт =1000/5 , КТ 0,5S | - | ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 |
| 26 | ПС-31, РУ-0,4 кВ ввод Т-2 ООО «СаТКо» | ТШ -0,66 Ктт =1000/5 , КТ 0,5S | - | ЦЭ6850 КТ 0,5S/1 |
| 27 | ПС-32, яч. 4 фидер 10 кВ Ф-201 | ТПК-10 Ктт =600/5 , КТ 0,5S | НАМИТ-10-2 Ктн=10000/100, КТ 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 |
| 28 | ПС32, яч .23 фидер 10 кВ Ф-102 | ТПК-10 Ктт =600/5 , КТ 0,5S | НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 |
| 29 | ПС-33, яч.8 фидер 10 кВ Ф-102 | ТПК-10 Ктт =600/5 , КТ 0,5S | НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 |
| 30 | ПС-33, яч.17 фидер 10 кВ Ф-201 | ТПК-10 Ктт =600/5 , КТ 0,5S | НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 31 | ПС-40, яч.2 фидер 10 кВ ООО «СамараСеть» | ТПЛМ Ктт =400/5 , КТ 0,5 | НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5 | ЦЭ 6850 КТ 0,2S/0,5 | УСВ-1 | Активная Реактивная |
| 32 | ПС-40, яч.9 фидер 10 кВ Ф-134 | ТПК-10 Ктт =600/5 , КТ 0,5S | НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 |
| 33 | ПС-40, яч.22 фидер 10 кВ Ф-239 | ТПК-10 Ктт =600/5 , КТ 0,5S | НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 |
| 35 | ПС-49, яч.11 фидер 10 кВ Ф-239 | ТПК-10 Ктт =600/5 , КТ 0,5S | НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 |
| 36 | ПС-49, яч.19 фидер 10 кВ Ф-134 | ТПК-10 Ктт =600/5 , КТ 0,5S | НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 |
| 37 | ПС-49, РУ-0,4 кВ фидер ГСК №286 | Т- 0,66 Ктт =100/5 , КТ 0,5S | - | ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 |
| 38 | ПС-49, РУ-0,4 кВ фидер ИП «Рзянин» | Т- 0,66 Ктт =50/5 , КТ 0,5S | - | ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 |
| 39 | ПС-56, РУ-0,4 кВ фидер ООО "ТЕКС" | Т- 0,66 Ктт =200/5 , КТ 0,5S | - | ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 |
| 40 | ПС-56, РУ-0,4 кВ фидер ООО "ЮСТО" | ТШЛ-0,66 Ктт =300/5 , КТ 0,5S | - | ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 |
| 41 | ПС-56, РУ-0,4 кВ фидер ГК «Металлург-31» | Т- 0,66 Ктт =100/5 , КТ 0,5S | - | ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 |
| 42 | ПС-59, РУ-0;4 кВ 1 с.ш, фидер ООО "СпецТех-Монтаж" | ТШЛ-0,66 Ктт =400/5 , КТ 0,5S | - | ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 |
| 43 | ПС-59, РУ-0,4 кВ 2 с.ш., фидер ООО "СпецТех-Монтаж" | ТШЛ-0,66 Ктт =400/5 , КТ 0,5S | - | ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 44 | ПС-63, яч.3, фидер 10кВ Ф-134 | ТЛК-10-7 Ктт =600/5, К Т 0,5S | НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 | УСВ-1 | Активная Реактивная |
| 45 | ПС-63, яч. 10 фидер 10 кВ Ф-239 | ТЛК-10-7 Ктт =600/5, КТ 0,5S | НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1 |
| 46 | Цех №62, ось А-5, ВРУ-0.4 кВ, фидер ГК «Металлург-31» | Т- 0,66 Ктт =100/5 , КТ 0,5S | - | ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 |
| 47 | Цех №62, ось А-23, ВРУ-0,4 кВ, фидер ГК «Металлург-31» | Т- 0,66 Ктт =100/5 , КТ 0,5S | - | ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 |
| 48 | Корпус 113, РП-2 0,4кВ, фидер ГК «Металлург-31» | Т- 0,66 Ктт =100/5 , КТ 0,5S | - | ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 |
| 49 | ПС-53, РУ-0,4 кВ фидер ГК «Металлург-31» | Т- 0,66 Ктт =100/5 , КТ 0,5S | - | ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 |
| 50 | РП-10 кВ ЗАО "СГК", яч.8 КЛ-10кВ ТП "Промвода" | ТЛП-10 -2 Кгт =100/5, КТ 0,5S | НАМИТ 10000/100; КТ 0,5; | ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 |
| 51 | ТП "Промвода» ВРУ-0,4 кВ", ОАО "Оборонэнерго" | Т-0,66 Ктт =100/5 , КТ 0,5S, | - | ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 |
| 52 | ПС 59, РУ-10 кВ, яч.4; ООО "СаТКо", ф/к №2 | ТПЛ-10-3 Ктт =100/5 , КТ 0,5 S | НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5 | ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 |
| 53 | ПС 59, РУ-10 кВ, яч.10; ООО «СаТКо», ф/к №2 | ТПЛ-10-3 Ктт =100/5 , КТ 0,5 S | НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5 | ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 54 | ПС 32, РУ-10 кВ, яч.1; ТП 56,57/Т1 ООО «САКСЭС» | ТЛК-СТ-10 Ктт =150/5, КТ 0,5S | НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05МК00 КТ 0,5S /1 | УСВ-1 | Активная Реактивная |
| 55 | ПС 32, РУ-10 кВ, яч.28; ТП 56,57/Т2 ООО «САКСЭС» | ТЛК-СТ-10 Ктт =150/5, КТ 0,5S | НАМИТ-10-2 УХЛ 2 Ктн=10000/100, КТ 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05МК00 КТ 0,5S /1 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1),ток (0,01-1,2) 1ном для ИК №1, 2, 6, 7, 11-14, 15-22, 24-30, 32, 33, 35-55 и ток (0,05-1,2) 1ном для ИК №3-5, 8-10, 31. инд 0,5<со8ф<0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60°С; для сервера от 15 до 25°С приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации.
| Номер измерительного канала | Значение COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации , (%) |
| 1(2)< !раб <5 | 5< фаб <20 | 20< !раб <100 | 100< !раб <120 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | А | Р | А | Р | А | Р | А | Р |
| 1-2 | 0,5 | ±5,4 | ±2,9 | ±3,0 | ±2,1 | ±2,2 | ±1,7 | ±2,2 | ±1,7 |
| 0,8 | ±2,9 | ±4,6 | ±1,7 | ±2,8 | ±1,3 | ±2,2 | ±1,3 | ±2,2 |
| 1 | ±1,8 | Не норм | ±1,1 | Не норм | ±0,9 | Не норм | ±0,9 | Не норм |
| 3-5,8-10, 31 | 0,5 | - | - | ±5,4 | ±2,9 | ±3,0 | ±1,9 | ±2,2 | ±1,7 |
| 0,8 | - | - | ±2,9 | ±4,6 | ±1,7 | ±2,7 | ±1,3 | ±2,2 |
| 1 | - | - | ±1,8 | Не норм | ±1,1 | Не норм | ±0,9 | Не норм |
| 6,7,11-14, 27-30,3233,35,36, 44,45,50,52 -55 | 0,5 | ±5,6 | ±3,9 | ±3,3 | ±3,3 | ±2,5 | ±2,9 | ±2,5 | ±2,9 |
| 0,8 | ±3,2 | ±5,2 | ±2,2 | ±3,8 | ±1,8 | ±3,2 | ±1,8 | ±3,2 |
| 1 | ±2,2 | Не норм | ±1,4 | Не норм | ±1,2 | Не норм | ±1,2 | Не норм |
| 15-22, 2426, 37-43, 46-49, 51 | 0,5 | ±5,5 | ±3,8 | ±3,1 | ±3,2 | ±2,2 | ±2,8 | ±2,2 | ±2,8 |
| 0,8 | ±3,2 | ±5,1 | ±2,1 | ±3,7 | ±1,6 | ±3,1 | ±1,6 | ±3,1 |
| 1 | ±2,1 | Не норм | ±1,2 | Не норм | ±1,1 | Не норм | ±1,1 | Не норм |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ином; напряжение (0,9-1,1),ток (0,01-1,2) 1ном для ИК № 1,2,6,7,11--22,24-30,32-33,35-55 и ток (0,05-1,2) 1ном для ИК №3-5,8-10,31 инд<^ф<0,8 емк;; температура окружающей среды (20 ± 5) °С ) приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации
| Номер измерительного канала | Значение COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации , ( %) |
| 1(2)< 1раб <5 | 5< 1раб <20 | 20< 1раб <100 | 100< 1раб <120 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | А | Р | А | Р | А | Р | А | Р |
| 1-2 | 0,5 | ±5,4 | ±2,5 | ±3,0 | ±1,5 | ±2,2 | ±1,2 | ±2,2 | ±1,2 |
| 0,8 | ±2,9 | ±4,4 | ±1,7 | ±2,5 | ±1,2 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,9 |
| 1 | ±1,8 | не норм | ±1,1 | не норм | ±0,9 | не норм | ±0,9 | не норм |
| 3-5,8-10, 31 | 0,5 | - | - | ±5,5 | ±2,7 | ±3,0 | ±1,8 | ±2,2 | ±2,6 |
| 0,8 | - | - | ±2,9 | ±4,6 | ±1,7 | ±2,6 | ±1,3 | ±2,9 |
| 1 | - | - | ±1,8 | не норм | ±1,2 | не норм | ±0,9 | ±3,5 |
| 6,7,11-14, 27-30,3233,35,36, 44,45,50, 52-55 | 0,5 | ±5,5 | ±2,7 | ±3,1 | ±1,9 | ±2,3 | ±1,5 | ±2,5 | ±2,5 |
| 0,8 | ±2,9 | ±4,6 | ±1,7 | ±2,8 | ±1,3 | ±2,1 | ±1,8 | ±2,8 |
| 1 | ±1,8 | не норм | ±1,2 | не норм | ±1,0 | не норм | ±1,2 | ±3,2 |
| 15-22, 2426, 37-43, 46-49, 51 | 0,5 | ±5,3 | ±2,4 | ±2,7 | ±1,3 | ±1,8 | ±1,0 | ±2,2 | ±2,6 |
| 0,8 | ±2,8 | ±4,3 | ±1,5 | ±2,3 | ±1,0 | ±1,5 | ±1,6 | ±2,9 |
| 1 | ±1,7 | не норм | ±0,9 | не норм | ±0,6 | не норм | ±1,1 | ±3,5 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 140 000 ч,
- средний срок службы - 30 лет
счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК.00
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 140 000 ч,
- среднее время восстановления работоспособности не более te = 2 ч
счетчик электрической энергии многофункциональный ЦЭ 6850
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 120 000 ч,
- средний срок службы - 30 лет
счетчик электрической энергии многофункциональный ЦЭ 6850 М
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 160 000 ч,
- средний срок службы - 30 лет
счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05М
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 140 000 ч,
- средний срок службы - 30 лет
трансформатор напряжения, трансформатор тока
- среднее время наработки на отказ не менее 40405 часов,
сервер
- среднее время наработки на отказ не менее Т = 256554 часов,
- среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 час.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
Регистрация событий:
журнал событий счетчика:
- параметрирования;
- воздействия внешнего магнитного поля;
- вскрытие счетчика;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
ж урнал сервера:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывов электропитания;
- потери и восстановления связи со счётчиками;
- программных и аппаратных перезапусков;
- корректировки времени в счетчике и сервере;
- изменения ПО.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- сервера ИВК;
з ащита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование компонента системы | Номер в Гос.реестре средств измерений | Количество (шт.) |
| 1 | 2 | 3 |
| Многофункциональные счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М, КТ 0,2S/0,5 | 36697-12 | 6 |
| Многофункциональные счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М , КТ 0,5S/1 | 36355-07 | 14 |
| Многофункциональные счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК.(исполнение ПСЧ-4ТМ.05МК.00, КТ 0,5S/1 | 46634-11 | 2 |
| Многофункциональные счетчики электрической энергии ЦЭ 6850 КТ 0,2S/0,5, ЦЭ 6850 КТ 0,5S/1 и исполнение ЦЭ 6850М, КТ 0,2S/0,5 | 20176-06 | 3/27/1 |
| Трансформатор тока ТЛК-10, КТ 0,5S и исполнение ТЛК-10-7, КТ 0,5S | 9143-06 | 8/4 |
| Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-1У1, КТ 0,5 | 2793-88 | 18 |
| Трансформатор тока ТПК-10, , КТ 0,5S | 22944-07 | 24 |
| Трансформатор тока Т-0,66 М, КТ 0,5S | 50733-12 | 3 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока Т-0,66, КТ 0,5S | 22656-07 | 48 |
| Трансформатор тока ТШЛ-0,66, КТ 0,5S | 3422-06 | 9 |
| Трансформатор тока ТШ-0,66, КТ 0,5S | 22657-07 | 6 |
| Трансформатор тока ТПЛ-10 (исполнение ТПЛ-10-3), КТ 0,5S | 1276-59 | 4 |
| Трансформатор тока ТЛП-10 (исполнение ТЛП-10-2), КТ 0,5S | 30789-06 | 2 |
| Трансформатор тока ТПЛМ-10, КТ 0,5 | 2363-68 | 2 |
| Трансформатор тока ТЛК-СТ-10, КТ 0,5S | 58720-14 | 4 |
| Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2УХЛ2, КТ 0,5 | 16687-06 | 25 |
| Трансформатор напряжения НКФ-110, КТ 0,5 | 26452-06 | 12 |
| Сервер (основной и резервный) типа HP Proliant ML150 G3/ HP Proliant ML350 G6 | - | 1/1 |
| Автоматизированное рабочее место (АРМ и мобильный АРМ) | - | 3/1 |
| Наименование документации | | |
| Методика поверки МП-2203-0208-2010 | | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-2203-0208-2010 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ ЗАО «Алкоа СМЗ». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» в апреле 2011 г.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003.
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011.
- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1.
- счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1.
- счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.167 РЭ1.
- счетчики электрической энергии ЦЭ6850, ЦЭ6850М в соответствии с методикой поверки ИНЕС.411152.034 Д1 «Счетчики электрической энергии ЦЭ6850». Методика поверки.
- УСВ-1 в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1.Методика поверки ВЛСТ 221.00.000 МП.
- радиочасы МИР РЧ-01, ГР №27008-04.
-мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», ГР № 33750-12 .
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Сведения о методах измерений
Методы измерений, которые используются в системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ ЗАО «Алкоа СМЗ» приведены в документе «Методика измерений электроэнергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЗАО «Алкоа СМЗ». Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации №132/RA.RU 311290/2015/2016 от 06 июня 2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S.
ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 62053-23:2003, MOD)
