Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала ООО "РАСКО" "Воронежский стеклотарный завод"
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала ООО «РАСКО» «Воронежский стеклотарный завод» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для эффективного автоматизированного коммерческого учета электроэнергии (мощности) в Филиале ООО «РАСКО» «Воронежский стеклотарный завод», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), ОАО «АТС», «СО-ЦДУ «ЕЭС».
Описание
Функции АИИС КУЭ. АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Таблица 1 - Перечень функций выполняемых АИИС КУЭ, периодичность их выполнения:____
| Наименование функции | Наименование задачи | Период выполнения функции |
| 1 | 2 | 3 |
| Уровень измерительно-информационной точки учета (ИИК ТУ) | ||
| Самодиагностика счетчика | Проверка функционирования | Циклическая, непрерывная |
| Автоматическое измерение физических величин | Формирование профиля нагрузки с получасовым интервалом, сохранность информации при пропадании питания | 30 мин |
| Измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии | Автоматическое архивирование получасовых приращений активной и реактивной энергии с привязкой к календарному времени в энергонезависимой памяти | 30 мин |
| Коррекция времени счетчика | Обеспечение единого календарного времени в системе | Один раз в сутки, от СОЕВ |
| Контроль несанкционированного доступа, изменения параметров, даты и времени, пропадания питания, выхода за пределы допусков нормируемых величин | Ведение «Журнала событий» | Непрерывно, по факту события Доступ к измеренным данным и «Журналам событий» |
| Уровень измерительно-вычислительного комплекса с функциями комплекса электроустановки (ИВК с функциями ИВКЭ) | ||
| Чтение коммерческих и служебных данных счетчика | Чтение коммерческих и служебных данных счетчика | Автоматически, по расписанию или запросу ИВК ИВКЭ |
| Конфигурирование и параметрирование системы и сервера | Описание в СПО конфигурации АИИС КУЭ: -параметров ИИК ТУ (измерительных каналов), | Однократно, при проведении пуско-наладочных работ (ПНР) |
| 1 | 2 | 3 |
| - протоколов доступа к счетчикам; - протоколов выдачи информации на верхние уровни. | ||
| Ведение «Журнала событий» сервера | Ведение журнала событий счетчиков Коррекция времени сервера Пропадание напряжения в сервере Фиксация изменения настроечной информации в «Журнале событий» сервера | 1 раз в 30 мин. 1 раз в 30 мин. Непрерывно, по факту события. |
| Формирование аппаратной и программной защиты от несанкционированного доступа | Предотвращение несанкционированного доступа и искажения информации | Однократно, при проведение ПНР. Проверка периодически |
| Автоматический сбор данных о состоянии средств измерений | Контроль состояния средств измерений чтение «Журналов событий» ИИК ТУ | Раз в сутки, раз в 30 мин., или по запросу со стороны энергосбытовой компании, ОАО «АТС», РДУ СО-ЦДУ |
| Приведение результатов измерений к именованным величинам | Обработка результатов измерений при поступлении новых данных | Непрерывно |
| Обеспечение сохранности результатов измерений | Доступ к результатам измерений. Архивирование результатов измерений в энергонезависимой памяти | При поступлении новых данных |
| Доступ к данным о состоянии средств измерений | Передача данных о состоянии средств измерений | Раз в сутки, раз в 30 мин., или по запросу со стороны энергосбытовой компании, ОАО «АТС», РДУ СО-ЦДУ |
| Обеспечение единого календарного времени в системе | Синхронизация времени счетчиков, ИВК с функциями ИВКЭ и АРМ. | Не реже 1 раз в сутки Не реже 1 раз в 30 минут |
| Проверка наличия коррекции времени счетчика | Контроль за работоспособностью СОЕВ | 1 раз в сутки |
| Резервирование баз данных | Сохранность информации | 1 раз в сутки |
| Восстановление данных | Повторным запуском программы «Энфорс Энергия+», после восстановления связи со счетчика | При отсутствии данных |
| Довосстановление данных | Довосстановление данных с резервных баз, непосредственно со счетчика | При отсутствии данных |
| Обеспечение информационного обмена с внешними системами. | Передача данных | В соответствии с Соглашением об информационном обмене |
| Формирование и передача отчетов в формате ОАО «АТС» результатов измерений | Формирование макетов с электронной цифровой подписью | В соответствии с регламентом реализуется сбытовой компанией |
| Формирование и передача отчетов в формате ОАО «АТС» данных о состоянии средств измерений | Формирование информации для передачи документов в виде макета 80020 в формате XML с электронной цифровой подписью | В соответствии с Соглашением об информационном обмене реализуется сбытовой компанией |
| Предоставление данных коммерческого учета электроэнергии смежным субъектам ОРЭ за сутки (месяц) | Формирование макетов с электронной цифровой подписью | В соответствии с Соглашением об информационном обмене реализуется сбытовой компанией |
| Контроль состояния средств измерений смежным субъектом ОРЭ | Контроль состояния средств измерений смежным субъектом ОРЭ | В соответствии с Соглашением об информационном обмене реализуется сбытовой компанией |
| Предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу информации в визуальной форме отображения, печатной форме, форме электронного документа | Предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу информации в визуальной форме отображения, печатной форме, форме электронного документа | По запросу и автоматически |
| Расчет учетных показателей | Приведение данных точек измерения к данным точек учета | Автоматически раз в 30 минут или по запросу |
| Учет потерь электроэнергии от точки измерения до точки учета | Формирование учетного показателя или формирование потерь | Автоматически раз в 30 минут или по запросу |
Метод измерения электроэнергии (мощности). Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика. 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.
В цифровом виде измеренная в счетчике информация по каналам радиосвязи передается на вход сервера опроса и сервера баз данных (IBM PC совместимый компьютер), где осуществляется автоматизированный сбор, обработка (вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH), накопление, формирование и хранение, оформление справочных и отчетных документов, отображение результатов измерений и передача накопленных данных по каналам связи (ГТС коммутируемый и Интернет) вышестоящим пользователям (сбытовая компания - поставщик электроэнергии, ИАСУ КУ ОАО «АТС», филиал ОАО «МРСК Центра» - «Воронежэнерго», «СО-ЦДУ ЕЭС» Воронежское РДУ, ОАО «Воронежская энергосбытовая компания»). Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по ИИК ТУ. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макета 80020 в формате XML.
Состав измерительных каналов. АИИС КУЭ состоит из 2 уровней.
1-й уровень - уровень 4 измерительно-информационных точек учета (ИИК ТУ) содержит в своем составе:
• измерительные трансформаторы тока (ТТ) типов ТПОЛ-10 и ТПЛ-10 по ГОСТ 7746-2001 класса точности (КТ) 0,5;
• измерительные трансформаторы напряжения (TH) типов НТМИ-6-66 и НТМИ-6 по ГОСТ 19832001 КТ 0,5;
• вторичные цепи;
• многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) с цифровым выходным интерфейсом RS-485 (счетчики) по ГОСТ 30206-94 (активная энергия) и ГОСТ 26035-83 (реактивная энергия) типов СЭТ-4ТМ.02.2 КТ 0,5s/0,5 и ПСЧ-4ТМ.05.12 КТ 0,5s/l,0;
• технические средства приёма-передачи данных на 2 уровень - радиомодем «Спектр-33»;
• преобразователь-коммутатор ПР 4-4 для согласования работы интерфейсов RS-232C, RS-485;
• систему обеспечения единого времени (СОЕВ) - блок синхронизации времени счетчика БСЧРВ-011 в комплекте с GPS приемником BR-355.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс с функциями комплекса электроустановки (ИВК с функциями ИВКЭ) содержит в своем составе:
• сервер, реализованный на основе промышленного компьютера с IBM PC - совместимой платформой в серверном исполнении на основе аппаратных средств - сервер HP ProLiant ML350R05 Х5140 (2.13GHz-lx4MB) Dual Core IP, 1GB, 120GB HP-SATA 2.5 ETY ly WTY;
• источник бесперебойного питания Ippon Smart Power Pro 1000 VA;
• технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа.
• АРМы диспетчера, пользователей;
• технические средства приёма-передачи данных от ИИК ТУ в ИВК с функциями ИВКЭ (радиомодем «Спектр-33»), обмен данными с внешними пользователями- потребителями информации обеспечивается в автоматическом режиме через коммутируемый канал телефонной ГТС и On Line Internet канал (модемы ZyXEL OMNI, ZyXEL ADSL2+).
Программные средства:
• ОС Microsoft Windows/server 2003;
• программное обеспечение (ПО) «Энфорс АСКУЭ» (версия 2.2 НСЛГ.466645.018 ПА), содержащее программные модули: Модуль администратора; Модуль администратора отчетов; Модуль ручной обработки данных; Модули диспетчерского контроля информации АСКУЭ; Модуль ручного ввода (редактирования) данных; Модуль экспорта-импорта данных в формате АСКП; Модуль формирования и отправки актов перетоков электроэнергии (макет 51070) в ЗАО «ЦДР ФОРЭМ»; Модуль формирования и отправки макетов 80020 в ОАО «АТС»; Модуль контроля доставки в ОАО «АТС» макетов 80020; Модуль генерации отчетных форм; Модуль загрузки данных из текстовых файлов «Конфигуратора СЭТ-4ТМ»; Модуль контроля коррекции времени в ИИК.
• ПО «Энфорс Энергия+» (версия 1.6.9 НСЛГ.4666445.018 И4) для сбора коммерческой информации со счетчиков (программа «Collector»);
• ПО «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» для настройки счетчиков.
Организация системного времени. СОЕВ обеспечивает непрерывный прием сигналов точного времени от глобальной спутниковой системы GPS с помощью блока синхронизации времени счетчика БСЧРВ-011 в комплекте с GPS приемником BR-355. Коррекция времени в счетчиках осуществляется блоком БСЧРВ-011 один раз в сутки с точностью ±2 с/сут. Коррекция времени в ИВК с функциями ИВКЭ и АРМах - каждые полчаса с точностью ±2 с/сут. Источником точного времени для ИВК с функциями ИВКЭ является счетчик СЭТ-4ТМ.02.2, а для АРМ - сервер.
Периодичность и алгоритм коррекции выбраны таким образом, чтобы не вносить дополнительных неучтённых погрешностей в первичные измерения и обеспечивать при этом точность системного времени ± 5 с/сут.
В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: механическая и программная защита - установка паролей на счетчики, сервер.
Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика. Все электронные компоненты сервера установлены в пломбируемом отсеке. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.
Технические характеристики
Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 и 3, которые содержат перечень измерительных каналов с указанием наименования присоединений, измерительных компонентов и их метрологических характеристик. В таблице 4 приведены метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ. В качестве относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Таблица 2 - Перечень ИК коммерческого учета АИИС КУЭ и их состав
| Канал измерений | Средство измерений | Ктт •Ктн •Кеч | Наименование измеряемой величины | |||||
| № ИК код ОАО АТС | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, Xs Госреестра СИ | Обозначение, тип | Заводской номер | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| Филиал ООО «РАСКО» «Воронежский стеклотарный заводл | №_________ | Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала ООО «РАСКОЛ «Воронежский стеклотарный заводл | №01 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
| РУ-2 6 кВ яч.7 Филиал ООО «РАСКОЛ «ВСЗл | ТТ | КТ=0,5; Ктг=1500/5 № 1261-59 | А | тпол-ю | 066 | 18000 | Ток первичный, I, | |
| С | ТПОЛ-Ю | 2267 | ||||||
| TH | КТ=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70 | О ш > | НТМИ-6-66 | 1926 | Напряжение первичное, Ui | |||
| Счетчик | КТ=0,5/0,5 Ксч=1 №20175-01 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар) ч | СЭТ-4ТМ.02.2 | 06052418 | Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
| гч | РУ-2 6 кВ яч.ЗЗ Филиал ООО «РАСКОЛ «ВСЗл | ТТ | КТ=0,5; Кп=1500/5 № 1261-59 | А | тпол-ю | 447 | 18000 | Ток первичный, 1| |
| С | тпол-ю | 2268 | ||||||
| TH | КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 380-49 | < я о | НТМИ-6 | 6252 | Напряжение первичное, U, | |||
| Счетчик | КТ=0,5/0,5 Ксч=1 № 20175-01 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар) ч | СЭТ-4ТМ.02.2 | 06052537 | Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| m | РУ-2 6 кВ яч.11 Филиал ООО «РАСКОЛ «ВСЗл | ТТ | КТ=0,5 Ктг= 150/5 № 1276-59 | А | тпл-ю | 13153 | 1800 | Ток первичный, I, |
| С | тпл-ю | 13158 | ||||||
| TH | КТ=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70 | А В С | НТМИ-6-66 | 1926 | Напряжение первичное, Ц | |||
| Счетчик | KT=0,5S/1.0 Ксч=1 № 27779-04 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар)ч | ПСЧ-4ТМ.05 | 0309070424 | Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
| м- | РУ-2 6 кВ яч.31 Филиал ООО «РАСКОЛ «ВСЗл | ТТ | КТ=0,5 Кп-600/5 № 1261-59 | А | тпол-ю | 15811 | 7200 | Ток первичный, 1, |
| С | тпол-ю | 13607 | ||||||
| TH | КТ=0,5 Ктн=6000/100 № 380-49 | О со > | НТМИ-6 | 6252 | Напряжение первичное, Ui | |||
| Счетчик | КТ=0,58/1,0 Ксч=1 № 27779-04 Передаточное число 5000 имп/кВт(квар) ч | ПСЧ-4ТМ.05 | 0301075098 | Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
Примечание - Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение характеристики | Примечания |
| 1 | 2 | 3 |
| Количество ИК коммерческого учета. | 4 | - |
| Номинальное напряжение на вводах системы, В | 6000/100 | ИК № 1 - 4 |
| Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А | 1500/5 600/5 150/5 | ИК№ 1,2 4 3 |
| Мощность вторичной нагрузки ТТ (при cos(p2=0,8 икд), В-А | 10 15 | ИК№ 1, 3 2,4 |
| Мощность нагрузки TH (при cos<p2 =0,8 инд), В-А | 75 | ИК № 1 - 4 |
Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной (реактивной) электроэнергии (мощности) для реальных1 условий эксплуатации ИК № 1-4 АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95________________________________________________________________
| S wp .% | |||||||
| № ИК | КТтг | КТтн | КТсч | Значение COS ф | 5 %<1/1п1 2<20% WP 5 %— Wp3«Wp 20 % | 20%<I/In<100% WP20 % -Wp<Wp1Oo % | 100%< I/In<120% Wpioo% <WP< WP12o% |
| 1-4 | 0,5 | 0,5 | 0,5 0,5s | 1,0 | ±2,2 | ±1,3 | ±1,2 |
| 0,8 | ±3,1 | ±1,8 | ±1,5 | ||||
| 0,5 | ±5,6 | ±3,1 | ±2,5 | ||||
| 3 WQ, %_______________________________________ | |||||||
| № ИК | КТтг | КТтн | КТсч | Значение cos <р (sin ф) | 5%<1Лп<20% Wq 5 % <Wq< Wq 20 % | 20%<I/In<100% Wq 20 % — Wq<Wq 100 % | 100%< I/In<120% Wq |00%^Wq< Wq12q% |
| 1,2 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,8(0,6) | ±4,5 | ±2,5 | ±1,9 |
| 0,5(0,87) | ±2,7 | ±1,6 | ±1,3 | ||||
| 3,4 | 0,5 | 0,5 | 1,0 | 0,8(0,6) | ±4,9 | ±2,8 | ±23 |
| 0,5(0,87) | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 | ||||
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов в сутки, с/сут
±5
УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ КОМПОНЕНТОВ ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:
• трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и ЭД;
• трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и ЭД;
• счётчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ 26035-83
Таблица 5-Условия эксплуатации _________________________________________________________
| Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин | Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала | ||
| Компоненты АИИС КУЭ | Счетчики | ТТ | TH |
| Сила переменного тока, А | ^2 мин ~ А макс | Л МИН — Л ном | — |
| Напряжение переменного тока, В | 0,9(72нОм “ 1,1 t/гном | — | 0,9(71 НОМ - 1,1 (71 НОМ |
| Коэффициент мощности (cos ф) | 0,5 ннд-1,0-0,8 емк | 0,8 инн.-1,0 | 0,8 „нд-1,0 |
| Частота, Гц | 47,5 - 52,5 | 47,5 - 52,5 | 47,5 - 52,5 |
| Температура окружающего воздуха, °C -По ЭД - Реальные | От минус 40 до плюс 55 От 5 до 35 | От минус 40 до плюс 60 От 5 до 35 | От минус 40 до плюс 60 От 5 до 35 |
| Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл | Не более 0,5 | — | — |
| Мощность вторичной нагрузки ТТ (при cos(p2=0,8 ннд) | — | 0,25S2hom — ГО^гном | — |
| Мощность нагрузки TH (при coscp2=0,8 инд) | — | — | 0,25SHOM — 1,05ном |
Надежность применяемых в системе компонентов
Для трансформаторов тока:
• среднее время наработки на отказ не менее 400000 ч,
• срок службы, не менее 25 лет
Для трансформаторов напряжения:
• среднее время наработки на отказ не менее 440000 ч,
• срок службы, не менее 25 лет
Для счётчиков электроэнергии:
• среднее время наработки на отказ (сэт-4тм.02.2) не менее 55000 ч, (псч-4тм.05) не менее 90000 ч
• среднее время восстановления не более 2 ч;
• срок службы, не менее 30 лет
Для сервера:
• коэффициент готовности не менее 0,99,
• среднее время наработки на отказ не менее 40000 ч,
• среднее время восстановления не более 1 ч.
Для СОЕВ:
• среднее время наработки на отказ не менее 100000 ч,
• среднее время восстановления не менее 0,5 ч;
• блок синхронизации срок службы, не менее 25 лет
Для каналообразующей аппаратуры:
• среднее время наработки на отказ:
радиомодем «Спектр 433» не менее 25000 ч,
модемы ZyXEL OMNI и ZyXEL ADSL2+ не менее 44000 ч,
сетевой коммутатор ZyXEL ES-4024 не менее 219793 ч,
• среднее время восстановления не менее 0,4 ч.
Для каналов передачи данных:
• коэффициент готовности не менее 0,95,
• скорость передачи данных 9600 бит/с.
Надежность системных решений:
• резервирование питания счетчика;
• наличие резервного сервера с резервной базой данных;
• резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий в журнале событий счётчика:
• параметрирования;
• пропадания напряжения;
• коррекции времени в счетчике
Регистрация событий в журнале событий сервера:
• параметрирования;
• пропадания напряжения;
• коррекции времени в сервере.
Контроль полноты и достоверности результатов и состояния средств измерений.
Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
• выходных клемм трансформаторов тока и напряжения;
• счётчика;
• промежуточных клеммников вторичных цепей;
• сервера
Защита информации на программном уровне:
• результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)
• установка пароля на счетчик;
• установка пароля на сервере.
Глубина хранения информации:
• счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• сервер - суточные данные о 30-ти приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 3,5 года (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3,5 года; хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии Филиала ООО «РАСКО» «Воронежский стеклотарный завод».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, методика поверки.
Поверка
1. Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Филиала ООО «РАСКО» «Воронежский стеклотарный завод». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Воронежский ЦСМ» в июне 2009 г.
Таблица 6 - Перечень эталонов и вспомогательных средств, применяемых при проверке АИИС
| Наименование эталонов, вспомогательных СИ | Тнп | Основные требования к метрологическим характеристикам (MX) | Цель использования | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | |
| 1.Термометр | ТП 22 | ЦД 1 °C в диапазоне от минус 30 до плюс 50 °C | Контроль температуры окружающей среды | |
| 2. Барометр-анероид | БАММ 1 | Атм. давление 80-106 кПа Отн. погрешность ± 5% | Контроль атмосферного давления | |
| 3. Психрометр | М-4М | КТ 2,0 | Контроль относительной влажности | |
| 4 Миллитесламетр | МПМ-2 | ПГ 7,5 % | Измерение напряженности магнитного поля | |
| 5. Измеритель показателей качества электрической энергии | Ресурсам | КТ 0,2 (напряжение гармоник) | Измерение показателей качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97 | |
| б.Вольтамперфазометр | ПАРМА ВАФ-Т | КТ 0,5 Напряжение 0-460 В Ток 0-6 А Частота 45-65 Гц Фазовый угол от минус180 до 180 град. | Измерение напряжения, тока, частоты, угла сдвига фаз между напряжением и током | |
| 7. Прибор сравнения | КНТ-03 | 1,999 ВА; 19,99 ВА; 199,9 ВА | ПГ ±0,003 ВА ПГ ±0,03 ВА ПГ ±0,3 ВА | Измерение полной мощности вторичной нагрузки ТТ |
| 8. Радиочасы | МИР-1 | Использование сигнала точного времени | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 9. Секундомер | СОСпр-1 | 0-30 мин., ЦД 0,1 с | При определении погрешности хода системных часов |
| 10. Переносной компьютер (ноутбук) | Для непосредственного считывания информации со счетчиков | ||
| 11. Устройство сопряжения оптическое | УСО-2 | Преобразователь сигналов для считывания информации со счетчиков через оптический порт | |
| 12 . ПО: «Энфорс АСКУЭ», ПО «КонфигураторСЭТ-4ТМ» | Тестовые файлы, пусконаладочные, настроечные, диагностические работы по проверке функционирования счетчиков, АИИС в целом. |
Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми MX.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;
TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
Счетчики по методикам поверки, согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ», ИЛГШ.411152.126 РЭ1 (ПСЧ 4ТМ.05) и ИЛГШ.411152.087 РЭ1 (СЭТ-4ТМ.02-02),
Межповерочный интервал АИИС КУЭ - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»,
ГОСТ Р 8.596-002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Технорабочий проект Автоматизированная система коммерческого учета электрической энергии Филиала ООО «РАСКО» «Воронежский стеклотарный завод» НСЛГ.466645.018 РП
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Филиала ООО «РАСКО» «Воронежский стеклотарный завод», заводской номер 01, утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.