Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ЗАО "ПримаИнвест"
Номер в ГРСИ РФ: | 41240-09 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Экситон", г.Нижний Новгород |
41240-09: Описание типа СИ | Скачать | 246 КБ |
Для измерения активной и реактивной электроэнергии, переданной и потребленной за установленные интервалы времени, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Область применения - коммерческий учет электрической энергии на ЗАО "ПримаИнвест".
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 41240-09 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ЗАО "ПримаИнвест" |
Технические условия на выпуск | тех.документация ООО |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2009 |
Страна-производитель | Россия |
Центр сертификации СИ | |
Наименование центра | ГЦИ СИ ВНИИМС |
Адрес центра | 119361, г.Москва, Озерная ул., 46 |
Руководитель центра | Кононогов Сергей Алексеевич |
Телефон | (8*095) 437-55-77 |
Факс | 437-56-66 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | . . |
Номер сертификата | 36089 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | 08д2 от 03.08.09 п.177 |
Производитель / Заявитель
ООО "Экситон", г.Нижний Новгород
Россия
603155, ул.Козицкого. 4. Тел. (8312) 19-85-15, 603022, пр.Гагарина, 21/10, тел. (8314) 39-37-91, 39-37-94 факс 39-27-16 (603009, ул.Столетова, 6 тел. (831) 465 07 01, 465 07 13 Факс 465 07 11)
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП ВНИИМС |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
41240-09: Описание типа СИ | Скачать | 246 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ЗАО «ПримаИнвест» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, переданной и потребленной за установленные интервалы времени, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации.
Областью применения данной АИИС КУЭ является коммерческий учёт электрической энергии на ЗАО «ПримаИнвест».
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из 12 измерительно-информационных каналов (далее - ИИК) и измерительно-вычислительного комплекса (ИВК) АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- автоматизированный 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 - участники оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) результатов измерений (1 раз в сутки) и/или по запросу;
- 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;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1140, класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части
Приложение к свидетельству №----------. ов
об утверждении типа средств измерений
реактивной электроэнергии), установленных на объектах ЗАО «ПримаИнвест».
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ с функциями ИВКЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированные рабочие места (АРМ) операторов и устройство синхронизации системного времени (УССВ). УСПД и АРМ оснащены специализированным программным обеспечением (ПО) «Альфа ЦЕНТР».
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. 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.
Для передачи информации с цифровых выходов счетчиков (ИИК) в УСПД (уровень ИВК) созданы каналы передачи информации (основной и резервный), организованные по интерфейсу RS-485, преобразованием в интерфейс RS-232 и последующей передачей по радиоканалу, преобразованием в интерфейс RS-232 (счетчик - преобразователь - УСПД):
- основной канал передачи информации - по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в интерфейс RS-232 и дальнейшей передачей по радиоканалу GSM-оператора (счетчик - преобразователь интерфейса - GSM-канал - УСПД);
- резервный канал передачи информации - по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в интерфейс RS-232 и дальнейшей передачей по радиоканалу CDMA-оператора (счетчик - преобразователь интерфейса - CDMA-канал - УСПД).
Данные с УСПД передаются на АРМы по интерфейсу RS - 232 с последующим преобразованием в формат сети Ethernet (УСПД - Ethemet-сервер - ЛВС - АРМ).
В УСПД осуществляется вычисление значений электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление, передача накопленных данных на АРМ и обработка (вычисление электропотребления за заданные периоды для заданных групп измерительных каналов). Данные по результатам измерений с УСПД передаются заинтересованным субъектам по каналам телефонной и сотовой связи (стандарт GSM).
Для выдачи данных об энергопотреблении в ОАО «АТС», ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» предусмотрено использование основного и резервного каналов связи:
- основной канал: ЛВС предприятия с выходом в интернет.
- резервный канал: коммутируемая телефонная связь.
Система формирует отчеты в формате XML для передачи заинтересованным организациям.
Отчеты об энергопотреблении передаются в ОАО «АТС» в XML формате и подтверждаются электронной цифровой подписью. Для формирования XML - файла отчета используется программное обеспечение «Альфа ЦЕНТР». Периодичность выдачи информации и объем передаваемых данных описан временным регламентом ОАО «АТС».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-16 HVS, который ежесекундно без обработки передает в УСПД сигналы точного времени с точностью до целых секунд. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в 30 мин осуществляется сличение времени между счетчиком и УСПД. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ± 2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
lipnJAV7B.vnYlV A. VDfl^VlVJiuviuj
об утверждении типа средств измерений
Технические характеристики
Таблица 1
Параметр |
Значение |
Пределы допускаемых значений относительной погрешности АИИС КУЭ при измерении электрической энергии |
Вычисляются по методике поверки в зависимости от состава ИК. Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблицах 3 и 4. |
Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В Частота, Гц |
220+22 50+1 |
Температурный диапазон окружающей среды: - счетчиков электрической энергии, °C ИИК№ 1-8 ИИК №9-12 - трансформаторов тока и напряжения, °C |
+10...+35 -20...+35 -30...+35 |
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл |
0,5 |
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и TH, % от номинального значения |
25-100 |
Потери напряжения в линии от TH к счетчику, не более, % |
0,25 |
Первичные номинальные напряжения, кВ |
0,4; 6; 10; |
Первичные номинальные токи, кА |
0,2; 0,6; 1; 3; 4; |
Номинальное вторичное напряжение, В |
100 |
Номинальный вторичный ток, А |
5 |
Количество точек учета, шт. |
12 |
Интервал задания границ тарифных зон, минут |
30 |
Абсолютная погрешность при измерении текущего времени в системе и ее компонентах, не более, секунд |
±5 |
Средний срок службы системы, не менее, лет |
10 |
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2. Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики.
Канал измерений |
Средство измерений |
Кгг-Ктн-ксч |
Наименование измеряемой величины | |||||
Номер ИК, код точки измерений |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
ЗАО «Прима-Инвест» |
УСПД |
№ |
RTU 327-Е 1-М4 |
№004317 |
Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время | |||
1 |
ГПП «Фреза» 110/6 ф.20 |
н н |
КТ 0,5 К^4000/5 № 3422-06 |
А |
ТШЛ-0,66 |
№ 1340 |
О о QO |
Ток первичный,It |
В |
ТШЛ-0,66 |
№372 | ||||||
С |
ТШЛ-0,66 |
№ 1463 | ||||||
я н |
- |
- |
- |
Напряжение первичное,Uj | ||||
Счетчик |
КТ 0.5S Ксч=1 № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(квар-ч) |
А1141 RAL-B-W-4T |
№ 05003859 |
Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время |
о (D Ч О
Канал измерений |
Средство измерений |
К1Г-КТН- Ксч |
Наименование измеряемой величины | |||||
Номер ИК,код точки измерения |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
2 |
ГПП «Фреза» 110/6 ф.31 |
£ |
КТ 0,5 К^ООО/5 № 3422-06 |
А |
ТШЛ-0,66 |
№619 |
о о ОО |
Ток первичный,11 |
В |
ТШЛ-0,66 |
№841 | ||||||
С |
ТШЛ-0,66 |
№ 1343 | ||||||
К н |
- |
— |
- |
Напряжение первичное,Ui | ||||
Счетчик |
КТ 0.5S Ксч=1 № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(квар-ч) |
А1141 RAL-B-W-4T |
№ 05003870 |
Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,U2 Энергия активная,Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
3 |
РП-50 6/0,4 ф. 504 |
н н |
КТ 0,5 К^ЗООО/5 №28139-04 |
А |
ТТИ-125 |
№ 32805 |
о о чэ |
Ток первичный,!! |
В |
ТТИ-125 |
№32816 | ||||||
С |
ТТИ-125 |
№32815 | ||||||
- |
- |
- |
Напряжение первичное,U( | |||||
Счетчик |
КТ 0.5S КсЧ=1 № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(квар-ч) |
А1141 RAL-B-W-4T |
№ 05003865 |
Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время |
1 ipriJlV/IVVnriV I\ VDn^V 1VJ1DV 1UJ J’- _______________ ' _ - -
об утверждении типа средств измерений Всего листов 14
Канал измерений |
Средство измерений |
МЯ •'“я-'-’я |
Наименование измеряемой величины | |||||
Номер ИК,код точки измерения |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
4 |
РП-50 6/0,4 ф. 509 |
£ |
КТ 0,5 К^ЗООО/5 №28139-04 |
А |
ТТИ-125 |
№ 22455 |
О о о |
Ток первичный,11 |
В |
ТТИ-125 |
№32813 | ||||||
С |
ТТИ-125 |
№32812 | ||||||
К Е- |
- |
- |
- |
Напряжение первичное,Ui | ||||
Счетчик |
KT0.5S КсЧ=1 № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(квар-ч) |
А1141 RAL-B-W-4T |
№ 05003864 |
Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,U2 Энергия активная,Wp Энергия реактивная,Wq Календарное время | ||||
5 |
ПС «Афонинская» 110/10 кВ ф. 1005 |
н н |
КТ 0,5 К^бОО/5 № 1261-08 |
А |
ТПОЛ-Ю |
№ 4729 |
12000 |
Ток первичный,11 |
В | ||||||||
С |
ТПОЛ-Ю |
№ 4727 | ||||||
ж н |
КТ 0,5 К^ЮООО/ЮО № 16687-07 |
А В С |
НАМИТ-10-2 |
№0413 |
Напряжение первичное,Ui | |||
Счетчик |
KT0.5S IQ4=1 № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(квар-ч) |
А1141 RAL-B-W-4T |
№ 05003893 |
Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,и2 Энергия активная,Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время |
CD
О й s
Канал измерений |
Средство измерений |
К„ КТН- Ксч |
Наименование измеряемой величины | |||||
Номер ИК,код точки измерения |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
6 |
ПС «Афонинская» 110/10 кВ ф. 1004 |
н |
КТ 0,5 К^бОО/5 № 1261-08 |
А |
ТПОЛ-Ю |
№ 4728 |
12000 |
Ток первичный, I, |
В | ||||||||
С |
ТПОЛ-Ю |
№ 4726 | ||||||
ж |
КТ 0,5 Ктн=10000/100 № 16687-07 |
А В С |
НАМИТ-10-2 |
№ 0405 |
Напряжение первичное,U! | |||
1 Счетчик |
КТ 0.5S Ксч=1 № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(квар-ч) |
А1141 RAL-B-W-4T |
№ 05003885 |
Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,U2 Энергия активная,Wp Энергия реактивная,Wq Календарное время | ||||
7 |
РП-92 РУ-10 кВ ф. 92-7 |
КТ 0,5 К^200/5 № 1261-08 |
А |
ТПОЛ-Ю |
№ 11477 |
4000 |
Ток первичный,! । | |
В | ||||||||
С |
ТПОЛ-Ю |
№ 11617 | ||||||
£ |
КТ 0,5 Ктн=10000/100 № 16687-07 |
< CQ U |
НАМИТ-Ю-2 |
№0413 |
Напряжение первичное,U1 | |||
Счетчик |
КТ 0.5S Ксч=1 № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(квар-ч) |
А1141 RAL-B-W-4T |
№ 05003886 |
Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,U2 Энергия активная,Wp Энергия реактивная,Wq Календарное время |
об утверждении типа средств измерений
Канал измерений |
Средство измерений |
« г |
Наименование измеряемой величины | |||||
Номер ИК,код точки измерения |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
8 |
РП-92 РУ-ЮкВф. 92-16 |
н н |
КТ 0,5 К^ОО/5 № 1261-08 |
А |
ТПОЛ-Ю |
№ 11478 |
4000 |
Ток первичный,11 |
В |
— |
— | ||||||
С |
ТПОЛ-Ю |
№ 11484 | ||||||
я н |
КТ 0,5 Кта=10000/100 № 16687-07 |
А В С |
НАМИТ-10-2 |
№ 0405 |
Напряжение первичное,Ui | |||
Счетчик |
KT0.5S IQ4=1 № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(квар-ч) |
А1141 RAL-B-W-4T |
№ 05003900 |
Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,U2 Энергия активная,Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
9 |
ПС «Ковалихинская» 110/6 кВ ф. 605 |
н н |
КТ 0,5 К^бОО/5 № 1261-08 |
А |
ТПОЛ-Ю |
№ 18847 |
7200 |
Ток первичный,!! |
В |
— | |||||||
С |
ТПОЛ-Ю |
№ 18498 | ||||||
я н |
КТ 0,5 Ктн=6000/100 №2611-70 |
А В С |
НТМИ-6-66 |
№ СВЧП |
Напряжение первичное,Ui | |||
Счетчик |
КТ 0.5S Ксч=1 № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(квар-ч) |
А1141 RAL-B-W-4T |
№ 05003896 |
Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,U2 Энергия активная,Wp Энергия реактивная,^ Календарное время |
lipHJlUMCHMC К _--- Всего листов 14
об утверждении типа средств измерении
Канал измерений |
Средство измерений |
Кгг-К,н- Ксч |
Наименование измеряемой величины | |||||
Номер ИК,код точки измерения |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
10 |
ПС «Ковалихинская» 110/6 кВ ф. 621 |
£ |
КТ 0,5 К^600/5 № 1261-08 |
А |
ТПОЛ-Ю |
№ 18864 |
7200 |
Ток первичный,!! |
В | ||||||||
С |
ТПОЛ-Ю |
№ 18934 | ||||||
£ |
КТ 0,5 К^бООО/ЮО №2611-70 |
А В С |
НТМИ-6-66 |
№ УПКТ |
Напряжение первичное ,Ui | |||
Счетчик |
КТ 0.5S Ксч=1 № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(квар-ч) |
А1141 RAL-B-W-4T |
№ 05003902 |
Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
11 |
РП-2 РУ-6 кВ ф.24 |
£ |
КТ 0,5 К^1000/5 №36382-07 |
А |
Т-0,66 |
№ 79770 |
© © гч |
Ток первичный,! 1 |
В |
Т-0,66 |
№ 79723 | ||||||
С |
Т-0,66 |
№77152 | ||||||
£ |
- |
- |
- |
Напряжение первичное,Ui | ||||
Счетчик |
КТ 0.5S № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(кварч) |
А1141 RAL-B-W-4T |
№05003861 |
Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная,Wq Календарное время |
об утверждении типа средств измерений
Канал измерений |
Средство измерений |
Ьй 5 ■ Ьй t |
Наименование измеряемой величины | |||||
Номер ИК,код ТОЧКИ измерения |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
12 |
РП-2 РУ-6 кВ ф.25 |
н |
КТ 0,5 К^ 1000/5 № 36382-07 |
А |
Т-0,66 |
№ 10876 |
О о сч |
Ток первичный,1| |
В |
Т-0,66 |
№ 77360 | ||||||
С |
Т-0,66 |
№77164 | ||||||
X |
- |
- |
- |
Напряжение первичное,Ui | ||||
Счетчик |
КТ 0.5S Ксч=1 № 33786-07 Kh=5000 имп/кВт-ч(квар • ч) |
А1141 RAL-B-W-4T |
№ 05003872 |
Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,U2 Энергия активная,Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время |
Примечание: В процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измерительных компонентов без переоформления сертификата об утверждении типа АИИС КУЭ: стандартизованных компонентов - измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов, класс точности которых должен быть не хуже класса точности первоначально указанных в таблице, а также УСПД - на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно требованиям ст. 4.2 МИ 2999-2006. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Всего листов 14
Таблица 3. Пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении активной электрической энергии, %
№ ИИК |
COS ф |
±3з %Ь [%] Is % — Гизм^го»/. |
±3j0 %1, [%] 1го%^ 1изм<1юо% |
±3юо %ь [%] 1100% — 1изм—1120% |
1-4 |
1 |
±2,1 |
± 1,6 |
± 1,4 |
0,8 |
±3,2 |
±2,1 |
± 1,8 | |
0,5 |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
5-8 |
1 |
±2,2 |
± 1,7 |
± 1,6 |
0,8 |
±3,3 |
±2,2 |
±2,0 | |
0,5 |
±5,7 |
±3,3 |
±2,7 | |
9,10 |
1 |
±2,6 |
±2,2 |
±2,1 ' |
0,8 |
±4,0 |
±3,2 |
±3,0 | |
0,5 |
±6,1 |
±4,0 |
±3,5 | |
11,12 |
1 |
±2,5 |
±2,1 |
±2,0 |
0,8 |
±4,0 |
±3,1 |
±2,9 | |
0,5 |
±6,0 |
±3,8 |
±3,2 |
Таблица 4. Пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении реактивной электрической энергии, %
№ ИИК |
sin ф |
±3s %i, [%] Is %— 1изм<1го% |
±3jo %ь [%] ho % — 1изм<1|оо% |
±3юо %ь [%] 1юо%— 1изм^1120% |
1-4 |
0,87 |
±4,2 |
±3,5 |
±3,4 |
0,6 |
±5,5 |
±3,9 |
±3,6 | |
5-8 |
0,87 |
±4,3 |
±3,6 |
±3,5 |
0,6 |
±5,6 |
±4,1 |
±3,7 | |
9,10 |
0,87 |
±5,3 |
±4,8 |
±4,7 |
0,6 |
±6,4 |
±5,1 |
±4,9 | |
11,12 |
0,87 |
±5,3 |
±4,7 |
±4,6 |
0,6 |
±6,3 |
±5,0 |
±4,8 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 150000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB=24 ч ;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т=40000 ч , среднее время восстановления работоспособности tB=24 ч.
Надежность системных решений:
• резервирование электрического питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
• резервирование внешних каналов передачи данных осуществляется посредством использования основного и резервного каналов связи:
- основной канал: ЛВС предприятия с выходом в интернет. Скорость передачи данных составляет не менее 115200 бит/с;
- резервный канал: коммутируемая телефонная связь. Скорость передачи данных составляет не менее 38400 бит/с.
Регистрация событий:
Приложение к свидетельниц _--- Всего листов 14
об утверждении типа средств измерении
• журнал событий счетчика:
- включение и отключение питания счетчика (две записи);
- дата и время перепрограммирования;
- дата и время сброса максимальной мощности;
- дата и время очистки журнала событий;
- дата и время включения и отключения режима ТЕСТ;
- дата и время изменения тарифного расписания;
- отключение и включение напряжения пофазно.
Количество событий задается программно и может составлять от 0 до 255. Выбор «О» означает отказ от ведения журнала событий.
Защищенность применяемых компонентов:
• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчиков;
- промежуточных клеммников вторичных цепей;
- испытательных коробок;
- УСПД;
• защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации ( возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на АРМ.
Глубина хранения информации:
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 45 суток; хранение профиля нагрузки при отключении питания - не менее 5 лет при 25 °C;
• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому ИК и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет; при отключении питания - не менее 3 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ЗАО «ПримаИнвест».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Количество, шт |
Трансформатор тока ТШЛ-0,66 |
6 |
Трансформатор тока ТТИ-125 |
6 |
Трансформатор тока ТПОЛ-10 |
12 |
Трансформатор тока Т-0,66 |
6 |
Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 |
2 |
Трансформатор напряжения НТМИ-6-66 |
2 |
Приложение к свидетельству л_ _------- Всего листов 14
об утверждении типа средств измерений
Микропроцессорный счетчик Альфа А1141 RAL-B-W-4T |
12 |
Устройство синхронизации системного времени (УССВ-16 HVS) |
1 |
Рабочая станция АРМ |
7 |
Шкаф УСПД (УСПД RTU-327-E1-M4, источник бесперебойного питания 230V Smart-UPS 2000VA RM 2U SURT2000XLI, медиаконвертер Nport 5150, радиотелефон стандарта CDMA CNU-680Pro, сотовый терминал GSM GNS-300RS, УССВ-16 HVS, модем U336E Plus, защита телефонной линии Expro TL 42, блок питания - 3 шт.) |
1 |
Шкаф коммуникационный 1 (источник бесперебойного питания АРС Back-UPS CS 350ВА, BU-350, преобразователь портов ICPCon 7188D, преобразователь интерфейса ADAM 4520, медиаконвертер МОХА 5130, сотовый терминал Novacom GNS-300RS, радиомодем Novacom CAN-45CR, защита интерфейса Expro DI-16V - 2 шт., блок питания - 2 шт.) |
2 |
Шкаф коммуникационный 2 (источник бесперебойного питания АРС Back-UPS CS 350ВА, BU-350, преобразователь портов ICPCon 7188D, преобразователь интерфейса ADAM 4520, сотовый терминал Novacom GNS-300RS, радиомодем Novacom CAN-45CR, защита интерфейса Expro DI-16V - 4 шт., блок питания - 2 шт.) |
2 |
Шкаф коммуникационный 3 (источник бесперебойного питания АРС Back-UPS CS 350ВА, BU-350, преобразователь портов ICPCon 7188D, преобразователь интерфейса ADAM 4520, сотовый терминал Novacom GNS-300RS, радиомодем Novacom CAN-45CR, радиомодем Невод-5, защита интерфейса Expro DI-16V - 2 шт., блок питания - 2 шт.) |
1 |
Шкаф коммуникационный 4 (источник бесперебойного питания АРС Back-UPS CS 350ВА, BU-350, медиаконвертер МОХА 5130, защита интерфейса Expro DI-16V - 2 шт., блок питания) |
2 |
Шкаф коммуникационный 5 (источник бесперебойного питания АРС Back-UPS CS 35OBA, BU-350, медиаконвертер MOXA 5130, радиомодем Невод-5, блок питания) |
1 |
АС_Диспетчер заданий XML |
1 |
ПО Альфа Центр АС_РЕ_10 программный пакет с документами |
1 |
ПО АльфаЦентр AC РЕ 20 |
1 |
ПО АльфаЦентр AC РЕ2 Prersonal |
1 |
Руководство по эксплуатации |
1 экземпляр |
Методика поверки |
1 экземпляр |
Поверка
Поверка АИИС КУЭ проводится по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ЗАО «ПримаИнвест». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии Альфа А1140 в соответствии с методикой поверки МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные электронные Альфа А1140. Методика поверки. ДЯИМ.411152.019 МП»;
- средства поверки УСПД в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-327. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 году;
- Радиочасы МИР РЧ-01.
Межповерочный интервал - 4 года.
1 ipHJlU/nvnnv Л. VDnMVivjivviv; •> ----
Всего листов 14
и магнитных величин. Общие
об утверждении типа средств измерений
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических
технические условия».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учете электрической энергии АИИС КУЭ ЗАО «ПримаИнвест» утвержден с техническими г метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.