Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) МУП "Ивантеевские Электросети"
Номер в ГРСИ РФ: | 48196-11 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир |
Для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 48196-11 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) МУП "Ивантеевские Электросети" |
Технические условия на выпуск | ГОСТ 22261-94, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 1983-2001 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2011 |
Страна-производитель | Россия |
Центр сертификации СИ | |
Наименование центра | ГЦИ СИ Курского ЦСМ |
Адрес центра | 305029, г.Курск, Южный пер., 6А |
Руководитель центра | Мягченко Владимир Александрович |
Телефон | (8*071*22) 2-23-76 |
Факс | 2-23-76, 33-21-27 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | . . |
Номер сертификата | 44374 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | Приказ 6304 от 11.11.11 п.07 |
Производитель / Заявитель
ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир
Россия
600026, ул.Лакина, 8, а/я 14 Тел/факс (4922) 34-09-40, 33-67-66, 33-79-60, www.sicon.ru, E-mail: st@sicon.ru
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 48196-11 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 5 |
Найдено поверителей | 3 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 5 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
48196-11: Описание типа СИ | Скачать | 534.3 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) МУП «Ивантеевские Электросети» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя:
Для измерительных каналов (далее - ИК) №№ 1 - 4 - устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) RTU-327, каналообразующую аппаратуру.
Для ИК № 25, 26 - УСПД RTU-325L, каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) МУП «Ивантеевские Электросети», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер сбора данных ПАО «МОЭСК», ИВК «ИКМ-Пирамида», устройство синхронизации времени (далее - УСВ) на базе GPS-приемника УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные 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, 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.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для ИК №№ 1 - 4, 25, 26 цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Для ИК №№ 5 - 24 цифровой сигнал с выходов счетчиков с использованием GSM комуникатора поступает в ИВК «ИКМ-Пирамида» (ЦСОИ МУП «Ивантеевские Электросети»), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и ее накопление.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера сбора данных ПАО «МОЭСК» передача информации осуществляется в виде XML-макета 80020 через интернет-провайдера. Полученные данные записываются в базу данных ИВК «ИКМ-Пирамида» ЦСОИ МУП «Ивантеевские Электросети». Далее информация передается в организации-участники оптового рынка электроэнергии посредством интернет-провайдера.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ типа УСВ-2, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±10 мкс. Время ИВК, установленному в ЦСОИ МУП «Ивантеевские Электросети», синхронизировано с временем УСВ-2, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от расхождения. Время сервера сбора данных, установленному в ПАО «МОЭСК», синхронизировано с временем УСВ-2, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от расхождения. Время УСПД синхронизировано с временем сервера сбора данных, синхронизация осуществляется каждый сеанс связи, вне зависимости ои расхождения.
Для ИК №№ 1 - 4, 25, 26 часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Для ИК №№ 5 - 24 часы счетчиков синхронизируются от часов сервера сбора данных с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера сбора данных более чем на ±2 с.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии не ниже 3.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационные наименования |
CalcClients.dll |
модулей ПО |
CalcLeakage.dll CalcLosses.dll Metrology.dll ParseBin.dll ParseIEC.dll ParseModbus.dll ParsePiramida.dll SynchroNSI.dll VerifyTime.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3.0 |
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэне ргии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условия х, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
ПС 239 РУ-6 кВ | ||||||||
1 |
ПС 239 РУ-6 кВ ф. 18 |
ТПФМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 814-53 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 |
2 |
ПС 239 РУ-6 кВ ф. 4 |
ТПФМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 814-53 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,6 |
3 |
ПС 239 РУ-6 кВ ф. 2 |
ТПФМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 814-53 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 |
4 |
ПС 239 РУ-6 кВ ф. 1 |
ТПОЛ-10-3-У3 Кл. т. 0,2 Ктт 600/5 Рег. № 47958-16 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
RTU-327 Рег. № 41907-09 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,0 |
±3,3 ±6,2 |
ПС 55 РУ-6 кВ | ||||||||
5 |
ПС 55 РУ-6 кВ ф. Моссукно-1 |
ТЛП-10-3 Кл. т. 0,2S Ктт 400/5 Рег. № 30709-07 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±3,4 ±6,0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
6 |
ПС 55 РУ-6 кВ |
ТОЛ-НТЗ-10-11 а Кл. т. 0,2S |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная |
±1,0 |
±2,3 | |
ф. Моссукно-2 |
Ктт 300/5 Рег. № 51679-12 |
Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
- |
реактивная |
±2,0 |
±4,8 | ||
7 |
ПС 55 РУ-6 кВ |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
активная |
±0,8 |
±1,6 | |
ф. КАРЬЕР |
Ктт 400/5 Рег. № 25433-11 |
Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
- |
реактивная |
±1,8 |
±2,9 | ||
8 |
ПС 55 РУ-6 кВ |
ТПОЛ-10-3-У3 Кл. т. 0,2 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная |
±0,8 |
±1,8 | |
ф. БРП |
Ктт 600/5 Рег. № 47958-16 |
Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
- |
реактивная |
±1,8 |
±4,0 | ||
9 |
ПС 55 РУ-6 кВ |
ТЛП 10-5 Кл. т. 0,2S |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
активная |
±0,8 |
±1,9 | |
ф. Хлебозавод |
Ктт 400/5 Рег. № 30709-08 |
Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
- |
реактивная |
±1,7 |
±5,1 | ||
10 |
ПС 55 РУ-6 кВ |
ТЛП 10-5 Кл. т. 0,2S |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная |
±0,8 |
±1,9 | |
ф. Полигон |
Ктт 300/5 Рег. № 30709-08 |
Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
- |
реактивная |
±1,8 |
±4,1 | ||
ПС 541 РУ-10 кВ | ||||||||
11 |
ПС 541 РУ-10 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 |
НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная |
±1,2 |
±3,3 | |
кВ ф. 5 |
Ктт 200/5 Рег. № 2473-05 |
Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 |
- |
реактивная |
±2,8 |
±5,2 | ||
12 |
ПС 541 РУ-10 |
ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
активная |
±1,0 |
±3,2 | |
кВ ф. 6 |
Ктт 200/5 Рег. № 1856-63 |
Ктн 1000/100 Рег. № 11094-87 |
- |
реактивная |
±2,5 |
±5,1 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
13 |
ПС 541 РУ-10 кВ ф. 1 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 2473-05 |
НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,2 |
14 |
ПС 541 РУ-10 кВ ф. 10 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 2473-05 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±3,2 ±5,1 |
15 |
ПС 541 РУ-10 кВ ф.307 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 25433-03 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±3,3 ±5,1 |
16 |
ПС 541 РУ-10 кВ ф. 408 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 25433-03 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±3,2 ±5,1 |
17 |
ПС 541 РУ-10 кВ ф.306 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 2473-05 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±3,2 ±5,1 |
18 |
ПС 541 РУ-10 кВ ф.406 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 2473-05 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±3,2 ±5,1 |
19 |
ПС 541 РУ-10 кВ ф. 305 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 2473-05 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±3,2 ±5,1 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
20 |
ПС 541 РУ-10 кВ ф. 403 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 2473-05 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±3,2 ±5,1 |
21 |
ПС 541 РУ-10 кВ ф.303 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 2473-05 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
- |
активная реактивная |
±0,9 ±2,4 |
±3,0 ±5,5 |
22 |
ПС 541 РУ-10 кВ ф. 405 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 2473-05 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
- |
активная реактивная |
±0,9 ±2,4 |
±3,0 ±5,5 |
23 |
ПС 541 РУ-10 кВ ф.302 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 25433-03 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±3,2 ±5,1 |
24 |
ПС 541 РУ-10 кВ ф.407 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 25433-03 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
- |
активная реактивная |
±1,0 ±2,5 |
±3,2 ±5,1 |
25 |
ПС 541 РУ-10 кВ ф. 308 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S Ктт 300/5 Рег. № 25433-11 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,2 |
±1,5 ±2,6 |
26 |
ПС 541 РУ-10 кВ ф.409 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S Ктт 300/5 Рег. № 25433-11 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 |
активная реактивная |
±0,6 ±1,2 |
±1,5 ±2,6 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана cos9 = 0,8 инд 1=0,02(0,05)-!ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 2, 3, 6, 7, 11 - 20, 23 - 26 от 0 до плюс 40 °C, для ИК №№ 2, 4, 5, 8 - 10, 21, 22 от минус 40 до плюс 60 °C
4. 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 2 метрологических характеристик.
5. Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов.
6. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
26 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды, оС |
от 99 до 101 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС: - температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС |
от 90 до 110 от 2 до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от 49,6 до 50,4 от -40 до +70 от -40 до +65 от +10 до +30 |
1 |
2 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03.01 |
90000 |
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01 |
165000 |
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03 |
90000 |
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М |
165000 |
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М |
140000 |
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01 |
140000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч для УСПД RTU-327 |
40000 |
для УСПД RTU-325L |
100000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
114 |
- при отключении питания, лет, не менее |
45 |
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее |
45 |
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее |
10 |
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью
источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
1 |
2 |
3 |
Трансформатор тока |
ТПФМ-10 |
6 |
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10-3-У3 |
6 |
Трансформатор тока |
ТЛП-10-3 |
2 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-НТЗ-10-11А |
2 |
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
14 |
Трансформатор тока |
ТЛП 10-5 |
4 |
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
18 |
Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
2 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
4 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 |
1 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
3 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
16 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
2 |
1 |
2 |
3 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
7 |
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-327 |
1 |
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325L |
1 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
Программное обеспечение |
«Пирамида 2000» |
1 |
Методика поверки |
МП 48196-11 с Изменением № 1 |
1 |
Паспорт-Формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.609 ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 48196-11 с Изменением № 1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) МУП «Ивантеевские Электросети». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» 05.12.2018 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
- УСПД RTU-327 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- УСПД RTU-325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- УСВ-2 - по документу ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), рег. № 46656-11;
- метеометр МЭС-200А: диапазон измерений температуры от минус 40 до плюс 85 °С, диапазон измерений относительной влажности от 10 до 98 %, рег. № 27468-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности МУП «Ивантеевские Электросети».
Нормативные документы
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
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения