Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Чеченэнерго"
| Номер в ГРСИ РФ: | 63152-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Инфинити", г.Нижний Новгород |
| 63152-16: Описание типа СИ | Скачать | 118 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Чеченэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 63152-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Чеченэнерго" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ООО "Инфинити", г.Нижний Новгород
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 12.05.2024 |
Поверители
Скачать
| 63152-16: Описание типа СИ | Скачать | 118 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Чеченэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту счетчики) и вторичные измерительные цепи.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя локальное устройство сбора и передачи данных на базе устройства сбора и передачи данных (далее по тексту - УСПД) RTU-327, УССВ-2, линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, и специализированное программное обеспечение (ПО).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер базы данных (сервер БД), аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала и специализированное программное обеспечение (ПО), установленное в Центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический 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 результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
- 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);
- передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.
Принцип действия:
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, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-2, включающее в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС). Шкала времени УСПД синхронизирована с метками временем устройства синхронизации системного времени, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Сличение шкалы времени УСПД со шкалой времени ИВК, выполняется не реже чем 1 раз в 30 мин при сеансе связи УСПД - ИВК. Корректировка шкалы времени ИВК осуществляется автоматически при обнаружении рассогласования шкалы времени УСПД и ИВК более чем на ± 1 с. Сличение шкалы времени счетчиков со шкалой временем УСПД выполняется не реже чем 1 раз в 30 мин при сеансе связи УСПД со счетчиками. Корректировка шкалы времени осуществляется автоматически при обнаружении рассогласования шкалы времени УСПД и счетчиков более чем на ± 1 с.
Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчика, УСПД, сервера.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО УСПД, ПО сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ «АльфаЦЕНТР».
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.1 - 1.3.
Таблица 1.1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
1 |
2 |
3 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Amrserver.exe |
Amrc.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
4.13.0.0 |
4.13.8.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
101C059A8CD564ABDB88 0DDB18FFBBBC |
FF7B8D71FB6256EB8 3F752EB88155881 |
|
Другие идентификационные данные |
Драйвер автоматического опроса счетчиков |
Драйвер ручного опроса счетчиков |
Таблица 1.2 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
1 |
2 |
3 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Cdbora2.dll |
encryptdll.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
4.13.0.0 |
2.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
101C059A8CD564AB DB880DDB18FFBBBC |
0939CE05295FBCBBBA40 0EEAE8D0572C |
|
Другие идентификационные данные |
Драйвер работы с БД |
Библиотека шифрования пароля счетчиков |
Таблица 1.3 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
alphamess.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
B8C331ABB5E34444170EEE9317D635CD |
|
Другие идентификационные данные |
Библиотека сообщений планировщика опросов |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.
ПО « АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав первого уровня ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрическо й энергии |
УСПД | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС "Ищерская" 110/35/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ110 кВ Л-120 |
ТБМО-110 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 1736; 1739; 1718 Г осреестр № 23256-11 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 417 / 396; 387 / 384; 415 / 391 Госреестр № 24218-03 |
Альфа А1802 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01289394 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-327 Зав. № 009839 Г осреестр № 41907-09 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
2 |
ПС "Ищерская" 110/35/10/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ110 кВ "Плиево-Ищерская" (Л-121) |
ТБМО-110 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 363; 364; 367 Г осреестр № 23256-11 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 417 / 396; 387 / 384; 415 / 391 Госреестр № 24218-03 |
Альфа А1802 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01289383 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-327 Зав. № 009839 Г осреестр № 41907-09 |
|
3 |
ПС "Ищерская" 110/35/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ110 кВ Л-122 |
ТОГ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 16Д3; 15 Д5; 8Д3 Г осреестр № 49001-12 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 417 / 396; 387 / 384; 415 / 391 Госреестр № 24218-03 |
Альфа А1802 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01289384 Г осреестр № 31857-11 | |
|
4 |
ПС "Ищерская" 110/35/10/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ110 кВ "Ищерская-Затеречная" 1 цепь с отпайками (Л-123) |
ТБМО-110 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 357; 366; 330 Г осреестр № 23256-11 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 417 / 396; 387 / 384; 415 / 391 Госреестр № 24218-03 |
Альфа А1802 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01289385 Г осреестр № 31857-11 | |
|
5 |
ПС "Ищерская" 110/35/10/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ110 кВ "Ищерская-Затеречная"2 цепь с отпайками (Л-124) |
ТБМО-110 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 214; 235 Г осреестр № 23256-11 ТФМ-110 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 2944 Г осреестр № 16023-97 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 417 / 396; 387 / 384; 415 / 391 Госреестр № 24218-03 |
Альфа А1802 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01289386 Г осреестр № 31857-11 | |
|
6 |
ПС "Ищерская" 110/35/10 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ110 кВ Л-129 |
ТБМО-110 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 1721; 1614; 1734 Г осреестр № 23256-11 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 417 / 396; 387 / 384; 415 / 391 Госреестр № 24218-03 |
Альфа А1802 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01289387 Г осреестр № 31857-11 | |
|
7 |
ПС "Ищерская" 110/35/10/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ "Ищерская-Галюгаевская" (Л-583) |
ТФНД-35М кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 2456; 2451 Г осреестр № 3689-73 |
ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Зав. № 1263643; 1219602; 1201876 Госреестр № 912-07 |
Альфа А1802 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01289388 Г осреестр № 31857-11 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
8 |
ПС "Ищерская" 110/35/10/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ОВ-110 |
ТФЗМ 110Б-УХЛ1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 48447; 47749; 48275 Г осреестр № 32825-06 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 417 / 396; 387 / 384; 415 / 391 Госреестр № 24218-03 |
Альфа А1802 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01289389 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-327 Зав. № 009839 Г осреестр № 41907-09 |
|
9 |
ПС "Гудермес-Тяговая" 110/35/27,5 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ "Акташ-Гудермес-Тяговая" (Л-149) |
ТВГ-УЭТМ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 2901A; 2901B;2901C Г осреестр № 52619-13 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 411 / 409; 412 / 2129; 447 / 335 Госреестр № 24218-03 |
Альфа А1802 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01289395 Г осреестр № 31857-11 | |
|
10 |
ПС "Гудермес-Тяговая" 110/35/27,5 кВ, ОРУ-110 кВ, ОВ-110 |
ТБМО-110 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 5532; 221;365 Г осреестр № 23256-11 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 411 / 409; 412 / 2129; 447 / 335 Госреестр № 24218-03 |
Альфа А1802 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01289390 Г осреестр № 31857-11 | |
|
11 |
ПС "Ойсунгур" 110/35/6 кВ, ОРУ-110 кВ, 2СШ 110 кВ, ВЛ-110 кВ "Ярык-Су-Ойсунгур" (Л-128) |
ТБМО-110 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 1616; 1622; 1629 Г осреестр № 23256-11 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 331; 339; 393 Госреестр № 24218-03 |
Альфа А1802 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01289396 Г осреестр № 31857-11 | |
|
12 |
ПС "Ойсунгур" 110/35/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВ |
ТФЗМ 110Б- УХЛ1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 59492; 59291; 59760 Г осреестр № 32825-06 |
НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 32265; 32201; 49053 Госреестр № 1188-84 |
Альфа А1802 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01289391 Г осреестр № 31857-11 | |
|
13 |
ПС "Карагалиновская" 110/35/10 кВ, ОРУ-110 кВ, 1СШ 110 кВ, ВЛ-110 кВ "Кизляр-1 -Карагалиновская" (Л-148) |
ТОГ-110 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Зав. № 34Д3; 46Д2; 10Д3 Г осреестр № 49001-12 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 9733; 9726; 9714 Госреестр № 24218-03 |
Альфа А1802 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01289397 Г осреестр № 31857-11 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
14 |
ПС "Бороздиновская" 35/10 кВ, ОРУ-35 кВ, 2СШ 35 кВ, ВЛ35 кВ "Кизляр-1 -Бороздиновская" (Л-55а) |
ТФЗМ 35Б-П У1 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 27924; 27928; 27927 Г осреестр № 39331-08 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (35000/^3)/(100/^3) Зав. № 3484 Госреестр № 19813-09 |
Альфа А1802 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01289398 Г осреестр № 31857-11 |
RTU-327 Зав. № 009839 Г осреестр № 41907-09 |
|
15 |
ПС "Самашки" 110/35/10 кВ, ОРУ-110 кВ, СШ 110 кВ, ВЛ-110 кВ "Плиево-Самашки" (Л-102) |
ТБМО-110 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 325; 317; 338 Г осреестр № 23256-11 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 131; 137 Госреестр № 24218-03 НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 4537 Госреестр № 1188-84 |
Альфа А1802 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01289399 Г осреестр № 31857-11 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
|
§1(2)%, |
§5 %, |
§20 %, |
§100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 %— I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 2, 4 - 6, 8, 10, 11, 14, 15, (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
1,0 |
- |
±1,7 |
±0,9 |
±0,7 |
|
0,9 |
- |
±2,2 |
±1,2 |
±0,8 | |
|
0,8 |
- |
±2,8 |
±1,4 |
±1,0 | |
|
0,7 |
- |
±3,4 |
±1,8 |
±1,3 | |
|
0,5 |
- |
±5,3 |
±2,7 |
±1,9 | |
|
3, 9, 13 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
1,0 |
±1,0 |
±0,6 |
±0,5 |
±0,5 |
|
0,9 |
±1,1 |
±0,7 |
±0,5 |
±0,5 | |
|
0,8 |
±1,3 |
±0,8 |
±0,6 |
±0,6 | |
|
0,7 |
±1,5 |
±0,9 |
±0,7 |
±0,7 | |
|
0,5 |
±2,0 |
±1,3 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
7, 12 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
- |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 |
|
0,9 |
- |
±2,3 |
±1,3 |
±1,0 | |
|
0,8 |
- |
±2,8 |
±1,6 |
±1,2 | |
|
0,7 |
- |
±3,5 |
±1,9 |
±1,5 | |
|
0,5 |
- |
±5,4 |
±2,9 |
±2,2 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
|
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 %— I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 2, 4 - 6, 8, 10, 11, 14, 15, (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2) |
0,9 |
- |
±6,2 |
±3,2 |
±2,2 |
|
0,8 |
- |
±4,2 |
±2,2 |
±1,5 | |
|
0,7 |
- |
±3,3 |
±1,7 |
±1,2 | |
|
0,5 |
- |
±2,4 |
±1,2 |
±0,9 | |
|
3, 9, 13 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) |
0,9 |
±2,3 |
±1,3 |
±1,0 |
±1,0 |
|
0,8 |
±1,6 |
±0,9 |
±0,7 |
±0,7 | |
|
0,7 |
±1,3 |
±0,8 |
±0,6 |
±0,6 | |
|
0,5 |
±1,1 |
±0,6 |
±0,5 |
±0,5 | |
|
7, 12 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,9 |
- |
±6,3 |
±3,4 |
±2,5 |
|
0,8 |
- |
±4,3 |
±2,3 |
±1,7 | |
|
0,7 |
- |
±3,4 |
±1,9 |
±1,4 | |
|
0,5 |
- |
±2,4 |
±1,4 |
±1,1 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и Si(2)%q для созф<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02-ином;
- сила тока от 1ном до 1,2^1ном, cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
5 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom,
- сила тока от 0,05^Ihom до 1,2^1ном для ИК № 3, 9, 13 и от 0,0Г!ном до 1,2^1ном для ИК № 1, 2, 4 - 8, 10 - 12, 14, 15.
температура окружающей среды:
- для счетчиков от минус 40 до плюс 55 °С;
- для трансформаторов тока по, ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена компонентов системы на аналогичные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
8 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- для счетчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных Альфа A1800 (Госреестр № 31857-11) - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов;
- для сервера ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчиков электрической энергии Тв < 24 часа;
- для УСПД Тв < 1 час;
- для сервера Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД и сервере ИВК;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:
- фактов параметрирования счетчиков электрической энергии;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции шкалы времени.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД и сервере ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа A1800 (Госреестр № 31857-11) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -составляет 300 суток; сохранность данных при отключении питания - не менее 30 лет;
- УСПД - хранение данных при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Кол. |
|
1 |
2 |
3 |
|
1. Трансформатор тока |
ТБМО-110 УХЛ1 |
23 |
|
2. Трансформатор тока |
ТОГ-110 |
6 |
|
1 |
2 |
3 |
|
3. Трансформатор тока |
ТФМ-110 |
1 |
|
4. Трансформатор тока |
ТФНД-35М |
2 |
|
5. Трансформатор тока |
ТФЗМ 110Б-УХЛ1 |
6 |
|
6. Трансформатор тока |
ТВГ-УЭТМ-110 |
3 |
|
7. Трансформатор тока |
ТФЗМ 35Б-П У1 |
3 |
|
8. Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
14 |
|
9. Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
3 |
|
10. Трансформатор напряжения |
НКФ110-83У1 |
4 |
|
11. Трансформатор напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
1 |
|
12. Счетчик электрической энергии многофункциональный |
Альфа А1802 |
15 |
|
13. Устройство синхронизации времени |
УССВ-2 |
1 |
|
14. УСПД |
RTU-327 |
1 |
|
15. ПО (комплект) |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
16. Сервер ИВК |
HP ProLiant DL180 Gen9 |
1 |
|
15. Паспорт - формуляр |
АУВГ.420085.068 ПС |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки». Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- для счётчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных Альфа A1800 (Госреестр № 31857-11) - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011г.;
- для УСПД осуществляется по документу ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327.Методика поверки», утвержденному
ГЦИ СИ ФГУП«ВНИИМС» в 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электроэнергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Чеченэнерго». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 1885/550-01.00229-2015 от 14.12.2015 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Смотрите также
