Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "АЭС" по объектам ООО "ЧЕРКИЗОВО-СВИНОВОДСТВО" (Пензенская область), АО "Черкизово-Кашира"
| Номер в ГРСИ РФ: | 76135-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АЭС» по объектам ООО «ЧЕРКИЗОВО-СВИНОВОДСТВО» (Пензенская область), АО «Черкизово-Кашира» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 76135-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "АЭС" по объектам ООО "ЧЕРКИЗОВО-СВИНОВОДСТВО" (Пензенская область), АО "Черкизово-Кашира" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 357 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 76135-19: Описание типа СИ | Скачать | 127.3 КБ | |
| 76135-19: Методика поверки РТ-МП-6130-500-2019 | Скачать | 6.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АЭС» по объектам ООО «ЧЕРКИЗОВО-СВИНОВОДСТВО» (Пензенская область), АО «Черкизово-Кашира» (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 состоят из:
первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), 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 коммуникационный сервер (КС) ПАО «МОЭСК», сервер базы данных (СБД) ПАО «МОЭСК», сервер сбора данных (ССД) ООО «АЭС», СБД ООО «АЭС», устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-1 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28716-05 (Рег. № 28716-05), УСВ УСВ-3 (Рег. № 51644-12) автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор, привязанных к шкале координированного времени UTC(SU), 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 результатов измерений в организации-участники ОРЭМ;
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);
сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков;
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. По окончании интервала интегрирования мощности (30 минут) текущие значения мощности добавляются в энергонезависимые регистры массива профиля мощности.
КС ПАО «МОЭСК» с периодичностью не реже одного раза в 30 минут опрашивает счетчики ИК №№ 21, 22 и считывает с них 30-минутные профили электроэнергии или 30минутные профили мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. КС ПАО «МОЭСК» осуществляет вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Считанные значения передаются в СБД ПАО «МОЭСК».
СБД ПАО «МОЭСК» в автоматическом режиме раз в сутки передаёт результаты измерений на СБД ООО «АЭС» в формате электронного документа XML макета 80020, результаты записываются в базу данных.
ССД, установленный в ЦСОИ ООО «АЭС», с периодичностью один раз в сутки опрашивает счетчики ИК №№ 1 - 20, 23 -25 и считывает с них 30-минутные профили электроэнергии или 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.
ССД при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет вычисление значений электроэнергии и мощности в отношении ИК №№ 1 - 20, 23 - 25 с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Считанные данные записываются в базу данных СБД ООО «АЭС». СБД ООО «АЭС» осуществляет хранение и предоставление данных для оформления справочных и отчетных документов. АРМ АИИС КУЭ считывает данные из СБД ООО «АЭС» и осуществляет передачу данных в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, смежному субъекту в виде XML макета формата 80020.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы ССД ООО «АЭС», КС ПАО «МОЭСК», СБД ПАО «МОЭСК», счетчиков и УСВ. В качестве устройств синхронизации времени используются УСВ-1 и УСВ-3, к которым подключены ГЛОНАСС/GPS-приемники. УСВ осуществляют прием сигналов точного времени от ГЛОНАСС/GPS-приемников непрерывно.
Сравнение показаний часов КС ПАО «МОЭСК» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов КС ПАО «МОЭСК» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов КС ПАО «МОЭСК» и УСВ-1.
Сравнение показаний часов СБД ПАО «МОЭСК» и КС ПАО «МОЭСК» происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов СБД ПАО «МОЭСК» и КС ПАО «МОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов СБД ПАО «МОЭСК» и КС ПАО «МОЭСК» на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов ИК №№ 21, 22 и КС ПАО «МОЭСК» происходит при каждом обращении к ИК №№ 21, 22, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов ИК №№ 21, 22 и КС ПАО «МОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов ИК №№ 21, 22 и КС ПАО «МОЭСК» на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов ССД ООО «АЭС» и УСВ-3 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов ССД ООО «АЭС» и УСВ-3 осуществляется независимо от показаний часов ССД ООО «АЭС» и УСВ-3.
Сравнение показаний часов ИК №№ 1 - 20, 23 - 25 и ССД ООО «АЭС» происходит при каждом обращении к ИК №№ 1 - 20, 23 - 25, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов ИК №№ 1 - 20, 23 - 25 и ССД ООО «АЭС» осуществляется при расхождении показаний часов ИК № 1 - 20, 23 - 25 и ССД ООО «АЭС» на величину более ±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 |
|
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) |
56f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
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) |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
|
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 АИ |
ИС КУЭ | ||||
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ТП-100П 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ |
ТШП-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 58385-14 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36335-07 |
ССД, СБД ООО «АЭС», УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
|
2 |
ТП-101 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-2 ввод 0,4 кВ |
ТШЛ-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 2000/5 Рег. № 47957-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
|
3 |
ТП-101 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ |
ТШЛ-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 2000/5 Рег. № 47957-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
|
4 |
ТП-82 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ |
ТШЛ-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 2000/5 Рег. № 47957-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
|
5 |
ТП-82 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-2 ввод 0,4 кВ |
Т-0,66 М кл.т. 0,5S кт.т. 2000/5 Рег. № 71031-18 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
|
6 |
ТП-244 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ |
ТШЛ-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 1500/5 Рег. № 47957-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
|
7 |
ТП-244 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-2 ввод 0,4 кВ |
ТШЛ-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 1500/5 Рег. № 47957-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
|
8 |
ТП-245 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ |
ТШЛ-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 2000/5 Рег. № 47957-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
|
9 |
ТП-245 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-2 ввод 0,4 кВ |
ТШЛ-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 2000/5 Рег. № 47957-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |
|
10 |
ТП-266 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ВЛ-0,4 кВ в сторону очистных сооружений |
Т-0,66 кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 52667-13 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
|
11 |
ВРУ-0,4 кВ Ангар, ввод 0,4 кВ |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.24 кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 64450-16 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
12 |
ВРУ-0,4 кВ Контора, ввод 0,4 кВ |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.24 кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 64450-16 |
ССД, СБД ООО «АЭС», УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
|
13 |
ТП-239 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ВЛ-0,4 кВ №1 |
ТТИ кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 28139-12 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
|
14 |
ТП-240 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ВЛ-0,4 кВ №1 |
ТТИ кл.т. 0,5S кт.т. 150/5 Рег. № 28139-12 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
|
15 |
ТП-240 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ВЛ-0,4 кВ №2 |
ТТИ кл.т. 0,5S кт.т. 100/5 Рег. № 28139-12 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
|
16 |
ТП-278 10 кВ, РУ-0,4 кВ, АВ №1, КЛ-0,4 кВ №1 |
ТТИ кл.т. 0,5S кт.т. 200/5 Рег. № 28139-12 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
|
17 |
ТП-265 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ВЛ-0,4 кВ №3 |
ТТИ кл.т. 0,5S кт.т. 150/5 Рег. № 28139-12 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
|
18 |
ТП-265 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ВЛ-0,4 кВ №1 |
ТТИ кл.т. 0,5S кт.т. 150/5 Рег. № 28139-12 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
|
19 |
ТП-101 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ВЛ-0,4 кВ №1 |
ТОП-Э кл.т. 0,5S кт.т. 150/5 Рег. № 66594-17 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
|
20 |
ТП-241 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ВЛ-0,4 кВ №1 |
ТТИ кл.т. 0,5S кт.т. 150/5 Рег. № 28139-12 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
|
21 |
ПС 110 кВ Прогресс, КРУН-10 кВ, яч. 8, ВЛ-10 кВ |
ТЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 2473-69 |
НАМИ-10 кл.т. 0,2 кт.н. 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
22 |
ПС 110 кВ Прогресс, КРУН-10 кВ, яч. 14, ВЛ-10 кВ |
ТЛМ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 100/5 Рег. № 2473-69 |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/^3/100/^3 Рег. № 35956-07 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
23 |
ПС 110 кВ Топканово (ПС-591), РУ-10 кВ, ВЛ-10 кВ ф. 8 |
ТЛК-СТ кл.т. 0,2S кт.т. 600/5 Рег. № 58720-14 |
НАМИ-10 кл.т. 0,2 кт.н. 10000/100 Рег. № 11094-87 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
КС, СБД ПАО «МОЭСК», УСВ-1 Рег. № 28716-05 ССД, СБД ООО «АЭС» УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
|
24 |
ПС 110 кВ Топканово (ПС-591), РУ-10 кВ, ВЛ-10 кВ ф. 13 |
ТЛК-СТ кл.т. 0,2S кт.т. 600/5 Рег. № 58720-14 |
НАМИ-10 кл.т. 0,2 кт.н. 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
25 |
ВЛ-10 кВ ф. 13, отпайка 10 кВ «Население», оп. №16/1, ПКУ-10 кВ |
ТОЛ-НТЗ-10 кл.т. 0,5S кт.т. 75/5 Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛП-НТЗ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/^3/100/^3 Рег. № 69604-17 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
ССД, СБД ООО «АЭС», УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
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 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 |
COSф |
Пределы допускаемой относи измерении активной электрическ применения АИ |
гельной погрешности ИК при сой энергии в рабочих условиях ИС КУЭ (5), % | ||
|
51(2) %, I1(2)— I изм< I 5 % |
$5 %, I5 %— I изм< I 20 % |
520 %, I 20 %— I изм< I 100 % |
5100 %, I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 - 10, 13 - 20 ТТ - 0,5S; Счетчик - 0,5 S |
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 | |
|
11, 12 Счетчик - 1,0 |
1,0 |
- |
±3,1 |
±2,9 |
±2,9 |
|
0,9 |
- |
±3,2 |
±2,9 |
±2,9 | |
|
0,8 |
- |
±3,3 |
±3,0 |
±3,0 | |
|
0,7 |
- |
±3,4 |
±3,0 |
±3,0 | |
|
0,5 |
- |
±3,5 |
±3,2 |
±3,2 | |
|
21 ТТ - 0,5; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2 S |
1,0 |
- |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 |
|
0,9 |
- |
±2,3 |
±1,3 |
±1,1 | |
|
0,8 |
- |
±2,8 |
±1,6 |
±1,2 | |
|
0,7 |
- |
±3,5 |
±1,9 |
±1,4 | |
|
0,5 |
- |
±5,4 |
±2,8 |
±2,0 | |
|
22 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 0,2 S |
1,0 |
- |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,9 |
- |
±2,4 |
±1,4 |
±1,2 | |
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,0 |
±1,6 | |
|
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
23, 24 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2 S |
1,0 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,9 |
±1,3 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
0,8 |
±1,4 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,7 |
±1,6 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,5 |
±2,1 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
25 ТТ - 0,5S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 S |
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 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Номер ИК |
simp |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях | |||
|
применения АИ |
ИС КУЭ (о), % | ||||
|
°1(2)%, I 2 %^ I изм< I 5 % |
$5 %, I5 %^ I изм< I 20 % |
О20 %, I 20 %^ I изм< I 100 % |
О100 %, I100 %^ I изм~ I 120 % | ||
|
1 - 10, 13 - 20 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 | |
|
11, 12 Счетчик - 2,0 |
0,44 |
- |
±5,8 |
±5,6 |
±5,6 |
|
0,6 |
- |
±5,6 |
±5,3 |
±5,3 | |
|
0,71 |
- |
±5,4 |
±5,1 |
±5,1 | |
|
0,87 |
- |
±5,2 |
±4,9 |
±4,9 | |
|
21 ТТ - 0,5; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5 |
0,44 |
- |
±6,5 |
±3,6 |
±2,8 |
|
0,6 |
- |
±4,7 |
±2,7 |
±2,2 | |
|
0,71 |
- |
±3,9 |
±2,4 |
±2,0 | |
|
0,87 |
- |
±3,1 |
±2,0 |
±1,8 | |
|
22 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 |
0,44 |
- |
±6,7 |
±3,8 |
±3,0 |
|
0,6 |
- |
±4,8 |
±2,9 |
±2,4 | |
|
0,71 |
- |
±3,9 |
±2,5 |
±2,1 | |
|
0,87 |
- |
±3,2 |
±2,1 |
±1,9 | |
|
23, 24 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5 |
0,44 |
±2,9 |
±2,5 |
±2,0 |
±2,0 |
|
0,6 |
±2,5 |
±2,3 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,71 |
±2,4 |
±2,2 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,87 |
±2,2 |
±2,1 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
25 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 | |
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 Хном частота, Гц коэффициент мощности cos ф 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 |
|
1 |
2 |
|
Рабочие условия применения: параметры сети: напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
ток, % от 1ном для ИК 1 - 10, 13 - 20, 23 - 25 |
от 1 до 120 |
|
ток, % от 1ном для ИК 11, 12, 21, 22 |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
|
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, °С |
от +5 до +35 |
|
относительная влажность воздуха при +25 °С, % |
от 75 до 98 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики ПСЧ-4ТМ.05М: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
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. № 36697-17: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
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 A1800: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСВ-1: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСВ-3: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Г лубина хранения информации Счетчики СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05М, ПСЧ-4ТМ.05МК: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не |
113,7 |
|
менее |
10 |
|
при отключении питания, лет, не менее Счетчики A1800: тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее |
172 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Серверы КС, ССД, СБД: 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 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТШЛ-0,66 |
21 шт. |
|
ТШП-0,66 |
3 шт. | |
|
ТТИ |
21 шт. | |
|
Т-0,66 |
3 шт. | |
|
Т-0,66 М |
3 шт. | |
|
ТОП-Э |
3 шт. | |
|
ТЛК-СТ |
4 шт. | |
|
ТОЛ-НТЗ-10 |
3 шт. | |
|
ТЛМ-10 |
4 шт. | |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
3 шт. |
|
ЗНОЛ-НТЗ-10 |
3 шт. | |
|
ЗНОЛ-СЭЩ-10 |
3 шт. | |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 |
1 шт. |
|
СЭТ-4ТМ.03М.09 |
8 шт. | |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 |
9 шт. | |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.24 |
2 шт. | |
|
A1802RALXQ-P4GB-DW-4 |
1 шт. | |
|
СЭТ-4ТМ.03М |
3 шт. | |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
1 шт. | |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 шт. |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-1 |
1 шт. |
|
GSM-модем |
Teleofis RX100-R2 COM |
2 шт. |
|
GPRS-модем |
Link ST100 |
15 шт. |
|
Серверы ООО «АЭС» |
- |
2 шт. |
|
Серверы ПАО «МОЭСК» |
- |
2 шт. |
|
Методика поверки |
РТ-МП-6130-500-2019 |
1 экз. |
|
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.368 ПФ |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-6130-500-2019 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АЭС» по объектам ООО «ЧЕРКИЗОВО-СВИНОВОДСТВО» (Пензенская область), АО «Черкизово-Кашира». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 22.07.2019 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 ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2012 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - по методике поверки
ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-17) - по методике поверки
ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2017 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по методике проверки ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.04.2016 г.;
УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;
УСВ-3 - по методике поверки ВЛСТ.240.00.000МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 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 документах:
Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АЭС» по объекту АО «Черкизово-Кашира». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0008/2019-01.00324-2011 от 17.06.2019;
Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АЭС» по объекту ООО «ЧЕРКИЗОВО-СВИНОВОДСТВО» (Пензенская область). Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0010/2019-01.00324-2011 от 27.06.2019
Нормативные документы
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
Смотрите также
