Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Сочиводоканал", вторая очередь
Номер в ГРСИ РФ: | 67492-17 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "ПКФ "Тенинтер", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Сочиводоканал», вторая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 67492-17 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Сочиводоканал", вторая очередь |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 02/2017 |
Производитель / Заявитель
ООО "ПКФ "Тенинтер", г.Москва
Поверка
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
67492-17: Описание типа СИ | Скачать | 122.8 КБ | |
67492-17: Методика поверки | Скачать | 11.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Сочиводоканал», вторая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений. Количество измерительных каналов 40.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР AC_SE», устройство синхронизации системного времени УССВ, автоматизированное рабочее место (АРМ).
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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по GSM-каналу поступает на второй уровень системы (ИВК), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК АИИС КУЭ с использованием протоколов передачи данных TCP/IP.
Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в территориальное РДУ и в иные заинтересованные организации осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 или иными в соответствии действующими требованиями к предоставлению информации.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени (УССВ), синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемников.
Сличение часов сервера АИИС КУЭ с УССВ производится каждую секунду, коррекция часов сервера выполняется при расхождении с УССВ на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера производится во время каждого сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и сервера на величину более ±2 с. Передача информации от счётчика электрической энергии до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
СОЕВ обеспечивает сихронизацию времени с точностью, не хуже ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР AC_SE», идентификационные данные которого указаны 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 AC_SE».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР AC_SE»_______________________
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
15.07.04 |
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР AC_SE» от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
Основная погрешность, ± 6% |
Погрешность в рабочих условиях, ± 6% | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1 |
РП 47, РУ 10кВ, 1 с.ш. |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 22192-07 |
НАМИ-1095 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-00 |
ЕА05 RL-B4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
1,1 2,7 |
3,4 5,3 |
2 |
РП 47, РУ 10кВ, 2 с.ш. |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 22192-07 |
НАМИ-1095 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Рег. № 20186-00 |
ЕА05 RL-B4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
1,1 2,7 |
3,4 5,3 |
3 |
ТП-Л68, РУ 10кВ, 1 с.ш. |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 22192-07 |
НАМИ-1095 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-00 |
ЕА05 RL-B4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
1,1 2,7 |
3,4 5,3 |
4 |
ТП-Л68, РУ 10кВ, 2 с.ш. |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 22192-07 |
НАМИ-1095 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Рег. № 20186-00 |
ЕА05 RL-B4 Kh.t.0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
1,1 2,7 |
3,4 5,3 |
5 |
РП-39, РУ 0,4кВ, ввод 1 с.ш. |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 15173-01 |
- |
ЕА05 RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 3,8 |
6 |
РП-39, РУ 0,4кВ, ввод 2 с.ш. |
Т-0,66 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 22656-07 |
- |
ЕА05 RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 3,8 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
7 |
РП 88, РУ 10кВ, ввод 1 с.ш. |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 22192-07 |
НАМИ-1095 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-00 |
ЕА05 RL-B4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
1,1 2,7 |
3,4 3,9 |
8 |
РП 88, РУ 10кВ,ввод 2 с.ш. |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 22192-07 |
НАМИ-1095 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-00 |
ЕА05 RL-B4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
1,1 2,7 |
3,4 3,9 |
9 |
ТП-Д208, РУ 0,4кВ, ввод 1 с.ш. |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 47957-11 |
- |
ЕА05 RL-B4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 3,8 |
10 |
ТП-Д208, РУ 0,4кВ, ввод 2 с.ш. |
Т-0,66 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 36382-07 |
- |
ЕА05 RL-B4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 5,2 |
11 |
РП 46, РУ 0,4кВ, ввод 1 с.ш. |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 15173-06 |
- |
EA05RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 5,2 |
12 |
РП 46, РУ 0,4кВ, ввод 2 с.ш. |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 29779-05 |
- |
ЕА05 RL-B4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 5,2 |
13 |
РП 25, РУ 6кВ,ввод 1 с.ш. |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 1261-08 |
НАМИ-1095 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 |
ЕА05 RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
1,1 2,7 |
3,4 3,9 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
14 |
РП 25, РУ 6кВ, ввод 2 с.ш. |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 1261-08 |
НАМИ-1095 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 |
ЕА05 RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
1,1 2,7 |
3,4 3,9 |
15 |
РП 65, РУ 10кВ,ввод 1 с.ш. |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 32139-06 |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 16687-07 |
ЕА05 RL-B4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
1,1 2,7 |
3,4 3,9 |
16 |
РП 65, РУ 10кВ,ввод 2 с.ш. |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 32139-06 |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 16687-07 |
ЕА05 RL-B4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
1,1 2,7 |
3,4 3,9 |
17 |
ТП Х191, РУ 0,4кВ, ввод 1 с.ш. |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 15173-06 |
- |
ЕА05 RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 3,8 |
18 |
ТП Х191, РУ 0,4кВ, ввод 2 с.ш. |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 15173-06 |
- |
ЕА05 RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 3,8 |
19 |
РП 57, РУ- 10 кВ, камера № 10 |
ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 47959-11 |
НАМИ-1095 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-00 |
ЕА05 RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
1,1 2,7 |
3,4 3,9 |
20 |
РП 57, РУ- 10 кВ, камера № 7 |
ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 47959-11 |
НАМИ-1095 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-00 |
ЕА05 RAL-P3B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
1,1 2,7 |
3,4 3,9 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
21 |
ТП Д140, ВРУ 0,4кВ, ввод 1 с.ш. |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 15173-06 |
- |
ЕА05 RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 3,8 |
22 |
ТП Д140, ВРУ 0,4кВ, ввод 2 с.ш. |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 15173-06 |
- |
ЕА05 RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 3,8 |
23 |
ТП Д140, ВРУ 0,4кВ, ввод 3 с.ш. |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 15173-06 |
- |
ЕА05 RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 3,8 |
24 |
ТП 142, РУ 0,4кВ, ввод 1 с.ш. |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 15173-06 |
- |
ЕА05 RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 3,8 |
25 |
ТП 142, РУ 0,4кВ, ввод 2 с.ш. |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 15173-06 |
- |
ЕА05 RAL-P4BN-4 O.t.0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 3,8 |
26 |
ТП 274, РУ 0,4кВ, ввод 1 с.ш. |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 15173-06 |
- |
ЕА05 RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 3,8 |
27 |
ТП 274, РУ 0,4кВ, ввод 2 с.ш. |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 15173-06 |
- |
ЕА05 RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 3,8 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
28 |
ТП-А36, РУ 0,4кВ, ввод 1 с.ш. |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 47957-11 |
- |
ЕА05 RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 5,2 |
29 |
ТП-А36, РУ 0,4кВ, ввод 2 с.ш. |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 47957-11 |
- |
ЕА05 RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 5,2 |
30 |
ТП-Д13, РУ-0,4 кВ, ввод 1 с.ш. |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 15173-06 |
- |
ЕА05 RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 3,8 |
31 |
ТП-Д13, РУ 0,4кВ, ввод 2 с.ш. |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 15173-06 |
- |
ЕА05 RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 5,2 |
32 |
ТП-А180, РУ 0,4кВ, ввод 1 с.ш. |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 15173-06 |
- |
ЕА05 RL-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 3,8 |
33 |
ТП-А180, РУ 0,4кВ, ввод 2 с.ш. |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 15173-06 |
- |
ЕА05 RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 3,8 |
34 |
ТП-А273, РУ 0,4кВ, ввод 1 с.ш. |
ТТЭ-С Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 54205-13 |
- |
ЕА05 RL-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 5,2 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
35 |
ТП-А273, РУ 0,4кВ, ввод 2 с.ш. |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 15173-06 |
- |
ЕА05 RL-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 3,8 |
36 |
РП 53, РУ 10кВ, 1 с.ш., ввод КЛ-10 кВ ф. А210 от П/С "Адлер" 110/10кВ |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 22192-07 |
НАМИ-1095 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-00 |
ЕА05 RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
1,1 2,7 |
3,4 3,9 |
37 |
РП 53, РУ 10кВ, 1 с.ш., ввод КЛ-10 кВ от ТП-А245 |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 22192-07 |
НАМИ-1095 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-00 |
ЕА05 RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
1,1 2,7 |
3,4 3,9 |
38 |
РП 53, РУ 10кВ, 2 с.ш., ввод КЛ-10 кВ от ТП А405 |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 22192-07 |
НАМИ-1095 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-00 |
ЕА05 RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
1,1 2,7 |
3,4 3,9 |
39 |
ТП А355, РУ 0,4кВ, ввод 1 с.ш. |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 15173-06 |
- |
ЕА05 RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 3,8 |
40 |
ТП А355, РУ 0,4кВ, ввод 2 с.ш. |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 15173-06 |
- |
ЕА05 RAL-P4BN-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
0,9 2,3 |
3,4 3,8 |
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой (при доверительной вероятности равной 0,95) относительной погрешности ИК.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.
3 Основная погрешность рассчитана для следующих условий:
параметры сети: напряжение от 0,95Uh до 1,05Uh; ток от 1,01н до 1,21н; cos9 = 0,9инд.; частота (50±0,2) Гц;
температура окружающей среды: от 21 до 25 °С.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9Uh1 до 1,1Uh1; диапазон силы первичного тока от 0,011н1(0,051н1) до 1,21н1; диапазон коэффициента мощности cosф ^пф) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,5) Гц;
температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;
относительная влажность воздуха при плюс 25 °С не более 98 %;
атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9Uh2 до 1,1Uh2; диапазон силы вторичного тока от 0,01Ih2 до 1,2Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф ^^ф) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,5) Гц;
магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 70 °С;
относительная влажность воздуха при плюс 30 °С не более 90 %;
атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
температура окружающего воздуха от минус 10 до плюс 50 °С;
относительная влажность воздуха при плюс 25 °С не более 98 %;
атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
5 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,021ном (0,051ном) cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 35 °С.
6 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, какие приведены в таблице 2. Допускается замена сервера, УССВ на аналогичные. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7 Все измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утверждены и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
электросчётчик ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tв = 2 ч;
сервер АИИС КУЭ - среднее время наработки на отказ не менее Т = 41 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера 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;
перерывы электропитания, с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
коррекции времени в счетчике.
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 146 суток при использовании 2-х каналов учета, и 74 суток при использовании 4-х каналов; при отключении питания - не менее 5 лет;
сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-I |
4 |
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10-М |
24 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
6 |
Трансформаторы тока шинные |
ТШП-0,66 |
66 |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
6 |
Трансформаторы тока измерительные 0,66 кВ |
ТТЭ-С |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
12 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
2 |
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ЕвроАЛЬФА |
40 |
Устройства синхронизации системного времени |
УССВ |
1 |
Сервер базы данных c ПО «АльфаЦентр AC SE» |
- |
1 |
АРМ оператора |
- |
1 |
Методика поверки |
- |
1 |
Паспорт-формуляр |
- |
1 |
Руководство по эксплуатации |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 67492-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Сочиводоканал», вторая очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» 21.02.2017 г.
Основные средства поверки:
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);
- переносной компьютер с ПО и оптическим преобразователем 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 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Документы на поверку измерительных компонентов:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счетчик ЕвроАЛЬФА - в соответствии с документом «Многофункциональный микропроцессорный счетчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в феврале 1998 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
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