Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РТ-ЭТ" в части электропотребления ОАО "НПП "Контакт"
Номер в ГРСИ РФ: | 57813-14 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир |
57813-14: Описание типа СИ | Скачать | 104.8 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РТ-ЭТ» в части электропотребления ОАО «НИИ «Контакт» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 57813-14 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РТ-ЭТ" в части электропотребления ОАО "НПП "Контакт" |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2014 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 1044 п. 55 от 02.07.2014 |
Производитель / Заявитель
ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 57813-14 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
57813-14: Описание типа СИ | Скачать | 104.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РТ-ЭТ» в части электропотребления ОАО «НПП «Контакт» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов 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 (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИ-ИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора данных, каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени на базе УСВ-2 (Зав. № 2581), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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, 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где производится умножение результатов измерений количества электрической энергии и мощности на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
Передача информации по группам точек поставки в ПАК ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответсвии с Приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использванием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков. УСПД и ИВК). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-2, синхронизирующим собственное время по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приёмника, входящего в состав УСВ-2. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам от встроенного приемника GSM к шкале координированного времени UTC не более ±0,35 с. Сервер сбора данных периодически (1 раз в 1 час) сравнивает своё системное время с УСВ, корректировка часов сервера сбора данных осуществляется независимо от наличия расхождения. Часы контроллера СИКОН С70 синхронизированы по времени с часами УСВ-2, сравнение и синхронизация показаний часов происходит каждый сеанс связи сервера сбора данных с контроллером СИКОН С70 независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность измерений времени контроллером СИКОН С70 составляет ±1 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и контроллера СИКОН С70 производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов осуществляется при расхождении часов счетчиков и контроллера СИКОН С70 более ±3 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО 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 «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
АльфаЦЕНТР |
ac_metrology.dll |
12.01 |
3E736B7F380863F44 CC8E6F7BD211C54 |
MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство о метрологической аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2012 г., выданное ФГУП «ВНИИМС».
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3-4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4. Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК |
Номер точки измерений |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | |||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
ИВК | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1 |
1 |
ПС 110/10 кВ «Елшанка-1», ЗРУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч. 1045 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 № 19650 № 19870 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 № 3303 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811100402 |
СИКОН С70 Зав. № 07283 |
активная реактивная |
2 |
2 |
ПС 110/10 кВ «Елшанка-1», ЗРУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч. 1046 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 № 22352 № 22438 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 № 3303 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811101246 |
СИКОН С70 Зав. № 07283 |
активная реактивная |
3 |
3 |
ПС 110/10 кВ «Елшанка-1», ЗРУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч. 1023 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 № 32244 № 32245 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 № 3303 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812139339 |
СИКОН С70 Зав. № 07283 |
активная реактивная |
4 |
4 |
ПС 110/10 кВ «Елшанка-1», ЗРУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч. 1022 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 № 33454 № 33441 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 № 3303 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812137571 |
СИКОН С70 Зав. № 07283 |
активная реактивная |
5 |
5 |
ПС 110/10 кВ «Елшанка-1», ЗРУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч. 1019 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 № 21668 № 21871 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 № 3303 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811100388 |
СИКОН С70 Зав. № 07283 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
6 |
6 |
ПС 110/10 кВ «Елшанка-1», ЗРУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч. 1018 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 № 3307 № 3609 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 № 3303 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812138674 |
СИКОН С70 Зав. № 07283 |
активная реактивная |
7 |
7 |
ПС 110/10 кВ «Елшанка-1», ЗРУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч. 1017 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 № 21924 № 22381 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 № 3303 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811101473 |
СИКОН С70 Зав. № 07283 |
активная реактивная |
8 |
8 |
ПС 110/10 кВ «Елшанка-1», ЗРУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч. 1011 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 № 1836 № 6597 |
НТМИ Кл.т. 0,5 10000/100 № 590 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811100442 |
СИКОН С70 Зав. № 07283 |
активная реактивная |
9 |
9 |
ПС 110/10 кВ «Елшанка-1», ЗРУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч. 1008 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 № 22397 № 19269 |
НТМИ Кл.т. 0,5 10000/100 № 590 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811101253 |
СИКОН С70 Зав. № 07283 |
активная реактивная |
10 |
10 |
ПС 110/10 кВ «Елшанка-1», ЗРУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч. 1006 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 № 6502 № 6577 |
НТМИ Кл.т. 0,5 10000/100 № 590 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811101107 |
СИКОН С70 Зав. № 07283 |
активная реактивная |
11 |
11 |
ПС 110/10 кВ «Елшанка-1», ЗРУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч. 1004 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 № 28132 № 28057 |
НТМИ Кл.т. 0,5 10000/100 № 590 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811100444 |
СИКОН С70 Зав. № 07283 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
12 |
12 |
ПС 110/10 кВ «Елшанка-1», ЗРУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч. 1003 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 № 1785 № 1545 |
НТМИ Кл.т. 0,5 10000/100 № 590 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811101274 |
СИКОН С70 Зав. № 07283 |
активная реактивная |
13 |
13 |
ПС 110/10 кВ «Елшанка-1», ЗРУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч. 1026 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 № 17043 № 17082 |
НТМИ Кл.т. 0,5 10000/100 № 590 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811101163 |
СИКОН С70 Зав. № 07283 |
активная реактивная |
14 |
14 |
ПС 110/10 кВ «Елшанка-1», ЗРУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч. 1027 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 № 9113 № 21196 |
НТМИ Кл.т. 0,5 10000/100 № 590 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811101205 |
СИКОН С70 Зав. № 07283 |
активная реактивная |
15 |
15 |
ПС 110/10 кВ «Елшанка-1», ЗРУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч. 1028 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 № 22777 № 21937 |
НТМИ Кл.т. 0,5 10000/100 № 590 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811100451 |
СИКОН С70 Зав. № 07283 |
активная реактивная |
16 |
16 |
ПС 110/10 кВ «Елшанка-1», ЗРУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч. 1029 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 № 5551 № 5534 |
НТМИ Кл.т. 0,5 10000/100 № 590 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811100456 |
СИКОН С70 Зав. № 07283 |
активная реактивная |
17 |
17 |
ПС 110/10 кВ «Елшанка-1», ЗРУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч. 1030 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 № 16755 № 15887 |
НТМИ Кл.т. 0,5 10000/100 № 590 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811100395 |
СИКОН С70 Зав. № 07283 |
активная реактивная |
Окончание таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
18 |
18 |
ПС 110/10 кВ «Елшанка-1», ТСН-2 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 300/5 № 4035426 № 4035424 № 4035422 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807131006 |
СИКОН С70 Зав. № 07283 |
активная реактивная | |
19 |
19 |
ПС 110/10 кВ «Елшанка-1», ТСН-1 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 300/5 № 4035423 № 4035427 № 4035425 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802145394 |
СИКОН С70 Зав. № 07283 |
активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
Основная погрешность, (+ 3), % |
Погрешность в рабочих условиях, ( + 3 ), % | ||||||
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
1-17 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
1,1 |
1,3 |
2,2 |
1,4 |
1,5 |
2,4 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
1,4 |
1,6 |
3,0 |
1,6 |
1,8 |
3,1 | |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 |
2,5 |
2,9 |
5,5 |
2,6 |
3,0 |
5,5 | |
18, 19 (ТТ 0,5S; Сч 0,2S) |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
0,9 |
1,0 |
1,8 |
1,1 |
1,3 |
2,0 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
0,9 |
1,0 |
1,8 |
1,1 |
1,3 |
2,0 | |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 |
1,3 |
1,4 |
2,7 |
1,4 |
1,7 |
2,8 | |
0,02Ih1<I1<0,05Ih1 |
2,4 |
2,8 |
5,3 |
2,5 |
2,9 |
5,4 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
Основная погрешность, (+ 3), % |
Погрешность в рабочих условиях, ( + 3 ), % | ||||||
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
1-17 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
2,6 |
1,9 |
1,3 |
3,2 |
2,6 |
2,2 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
3,5 |
2,5 |
1,6 |
3,9 |
3,0 |
2,4 | |
0,05Ihi<Ii<0,2Ihi |
6,4 |
4,5 |
2,6 |
6,6 |
4,8 |
3,1 | |
18, 19 (ТТ 0,5S; Сч 0,5) |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
2,2 |
1,6 |
1,1 |
2,8 |
2,4 |
2,1 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
2,2 |
1,6 |
1,1 |
2,8 |
2,4 |
2,1 | |
0,05Ihi<Ii<0,2Ihi |
3,2 |
2,4 |
1,4 |
3,6 |
2,9 |
2,3 | |
0,02Ih1<I1<0,05Ih1 |
6,3 |
4,4 |
2,6 |
6,5 |
4,7 |
3,1 |
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 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Uhom; диапазон силы тока (0,02 - 1,2) Ihom; частота (50+0,15) Гц; коэффициент мощности cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
- ТТ и ТН от минус 45 °С до плюс 40 °С;
- счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;
- УСПД от плюс 15 °С до плюс 25 °С;
- ИВК от плюс 10 °С до плюс 25 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4 Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока (0,05 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9 (миф) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 + 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40 °C до плюс 35 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9 (sm9) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха: от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
5 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температу
ры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до 35 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч.
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;
- сервера;
- УСПД.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:
- электросчетчика;
- сервера;
- УСПД.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - график средних мощностей по каждому каналу - 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- сервер сбора данных - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РТ-ЭТ» в части электропотребления ОАО «НПП «Контакт» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-
щие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
№ Госреестра |
Количество, шт. |
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
1276-59 |
30 |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
4 |
Трансформаторы тока шинные |
ТШП-0,66 |
47957-11 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 |
831-69 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ |
831-53 |
1 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-08 |
14 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
5 |
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
28822-05 |
1 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
41681-10 |
1 |
Методика поверки |
- |
- |
1 |
Формуляр |
- |
- |
1 |
Руководство по эксплуатации |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 57813-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РТ-ЭТ» в части электропотребления ОАО «НПП «Контакт». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИ-ИМС» в июне 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато
ры тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без от
ключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключе
ния цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документам «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки»
ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г., и «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 году;
- УСВ-2 - по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика
поверки ВЛСТ. 237.00.001И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» «12» мая 2010 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 °С до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 % до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электрической энергии ООО «РТ-ЭТ» в части электропотребления ОАО «НПП «Контакт» (АИИС КУЭ ООО «РТ-ЭТ» в части электропотребления ОАО «НПП «Контакт»)», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2. ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.